UNIVERSIDAD DE CHILE FACULTAD DE CIENCIAS FORESTALES

ESCUELA DE CIENCIAS FORESTALES

DEPARTAMENTO DE MANEJO DE RECURSOS FORESTALES

EVALUACIÓN TÉCNICO - ECONÓMICA DE LA UTILIZACIÓN DE DESECHOS DEL MANEJO FORESTAL

DE RENOVALES DE ROBLE, RAULÍ, COIHUE, IX REGIÓN, EN LA GENERACIÓN DE ENERGÍA

Memoria para optar al TítuloProfesional de Ingeniero Forestal

CRISTIÁN ANDRÉS CASTAÑEDA ZEMAN

Profesor Guía: Ing. Forestal, Dr., Sr. Alvaro Urzúa Moll

SANTIAGO - CHILE. 2007

UNIVERSIDAD DE CHILEFACULTAD DE CIENCIAS FORESTALES ESCUELA DE CIENCIAS FORESTALES

DEPARTAMENTO DE MANEJO DE RECURSOS FORESTALES

EVALUACIÓN TÉCNICO - ECONÓMICA DE LA UTILIZACIÓN DE DESECHOS DEL MANEJO FORESTAL DE RENOVALES DE ROBLE, RAULÍ, COIHUE, IX

REGIÓN, EN LA GENERACIÓN DE ENERGÍA

Memoria para optar al TítuloProfesional de Ingeniero Forestal

Cristián Andrés Castañeda Zeman

Calificaciones: Nota Firma

Prof. Guía Sr. Alvaro Urzúa M. 7,0 .................................... Prof. Consejero Sr. Luis Vargas D. 7,0 .................................... Prof. Consejero Sr. Patricio Corvalán V. 7,0 ....................................

SANTIAGO-CHILE

2007

difícile

a

“A mis padres que siempre me apoyaron en los momentos más s, a mi hermano y hermana que siempre tuvieron una palabra de liento, y a mi amada polola que

siempre estuvo conmigo”.

Agradecimientos

Mis agradecimientos a mi primo Andrés Jiménez quien me dio el impulso de partida para empezar este proyecto de memoria, quien tuvo siempre buena disposición para contestar mis dudas y a toda mi familia que siempre me apoyó.

A todos mis amigos, Piero, Oscar, Indio, Queso, Tati, Nacho, Ismael, Gabriela y Pancha quienes siempre me apoyaron para que yo pudiera terminar la memoria y titularme.

A mi profesor Alvaro Urzúa quien siempre puso lo mejor de su parte para que este proyecto de memoria pudiera ser realizado, dándome la posibilidad de asistir a seminarios, cursos y salidas de terreno para interiorizarme en los temas y la oportunidad de realizar esta memoria. Además del apoyo moral para avanzar en el proyecto durante el desarrollo de este.

Al profesor Rodrigo Palma quien me ayudó y aconsejo en el inicio de este proyecto para poder presentarlo en la Universidad. Al profesor Carlos Córdova quien siempre tuvo la buena disposición para enseñar y contestar mis consultas. Al profesor Luis Vargas por su apoyo y consejos para permitir la finalización de esta memoria.

Al Jefe de área de CONAF Curacautín, Leonardo Araya por su acogida, quien me dio todo su apoyo para obtener la información necesaria para la realización de la memoria. Además a Alex Jarpa y Gustavo Montes, del proyecto de manejo de bosque nativo, que me permitieron interiorizarme en el tema de bosque nativo y me acogieron en la estadía en Curacautín. A Marcos Sanhueza quien se dio el tiempo para contestar mis consultas y ayudarme. A Nakamura san de Sumitomo Corporation quien siempre tuvo disposición a ayudarme y contestar todas mis consultas a pesar de su escaso tiempo. Al profesor Patricio Corvalán por su apoyo en el desarrollo de esta memoria.

Mis sinceros agradecimientos a la empresa PROFOR S.A. que aportó con los recursos para la realización de esta memoria, así como también a mi profesor Alvaro Urzúa, que gracias a ellos no habría sido posible lograr el desarrollo de este proyecto de memoria. Por último, a todas esas personas que aportaron con un pequeñito grano de arena para que este proyecto saliera adelante y se lograra llegar a este resultado.

INDICE

RESUMEN SUMMARY 1 INTRODUCCIÓN.............................................................................1 2 OBJETIVOS ....................................................................................3

2.1 OBJETIVO GENERAL................................................................................3 2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS.......................................................................3

3 REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA ..........................................................4 3.1 BIOENERGÍA .............................................................................................4

3.1.1 Antecedentes .......................................................................................4 3.1.2 Energías renovables en el mundo........................................................4 3.1.3 Energía a partir de biomasa forestal en Chile ......................................5 3.1.4 Experiencias internacionales en bioenergía.........................................6 3.1.5 Aplicaciones de la bioenergía ..............................................................6

3.2 RECURSO FORESTAL..............................................................................7 3.2.1 Antecedentes del Bosque Nativo .........................................................7 3.2.2 Tipo forestal Roble, Raulí, Coihue........................................................9 3.2.3 Biomasa de los renovales de Roble, Raulí, Coihue ...........................10 3.2.4 Alternativas tecnológicas para la extracción y transformación de la biomasa forestal como biocombustible ...........................................................11

3.2.4.1 Astillado en cancha................................................................................11 3.2.4.2 Astillado en bosque ...............................................................................12 3.2.4.3 Astillado en planta .................................................................................12 3.2.4.4 Astillado en cancha intermedia..............................................................13

3.3 SECTOR ELÉCTRICO CHILENO ............................................................13 3.3.1 Definiciones........................................................................................13 3.3.2 Sector eléctrico chileno ......................................................................13 3.3.3 Sistema Interconectado Central (SIC)................................................14

3.3.3.1 Centrales eléctricas en el SIC ...............................................................15 3.3.3.2 Plantas termoeléctricas a partir de biomasa..........................................16 3.3.3.3 Generación en el SIC ............................................................................17

3.3.4 Política de tarificación y precios .........................................................19 3.3.4.1 Mercados eléctricos...............................................................................19 3.3.4.2 Precios de la energía.............................................................................19 3.3.4.3 Precios de la potencia ...........................................................................20

3.3.5 Proyecciones de la oferta...................................................................20 3.3.6 Ventas en el SIC ................................................................................21

3.4 GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA CON BIOMASA ...................21 3.4.1 Combustión de la madera ..................................................................22 3.4.2 Ciclo de vapor ....................................................................................24

3.4.2.1 Ciclo de Carnot ......................................................................................25 3.4.2.2 Ciclo de Rankine....................................................................................25

3.4.3 Alternativas tecnológicas de generación con combustión directa a partir de biomasa forestal ................................................................................28

3.4.3.1 Tecnología de combustión de lecho fijo ................................................28 3.4.3.2 Tecnología de combustión de lecho fluidizado......................................31

3.4.3.3 Tecnología de combustión de polvo ......................................................32 3.4.3.4 Otro concepto de combustión................................................................32 3.4.3.5 Ventajas y desventajas de los sistemas de combustión........................33

3.5 MECANISMO DE DESARROLLO LIMPIO (MDL) ....................................34 3.5.1 Antecedentes del Cambio Climático...................................................34 3.5.2 Protocolo de Kyoto .............................................................................35 3.5.3 Mecanismo de desarrollo limpio.........................................................36

3.5.3.1 Requisitos de un proyecto MDL.............................................................36 3.5.3.2 Ciclo de un proyecto MDL .....................................................................37

3.6 MARCO LEGAL........................................................................................38 4 METODOLOGÍA............................................................................40

4.1 ESTUDIO DE MERCADO.........................................................................40 4.2 ESTUDIO TÉCNICO.................................................................................40 4.3 ESTUDIO LEGAL .....................................................................................41 4.4 ESTUDIO ORGANIZACIONAL.................................................................41 4.5 ESTUDIO ECONÓMICO ..........................................................................41

5 EVALUACIÓN TÉCNICA ..............................................................43 5.1 ESTIMACIÓN DE LOS DESECHOS DEL MANEJO DE RENOVALES DE ROBLE, RAULÍ, COIHUE ...................................................................................43

5.1.1 Área de estudio ..................................................................................43 5.1.2 Análisis de existencias de renovales de Roble, Raulí, Coihue...........43 5.1.3 Estimación de volumen a extraer de biomasa....................................45 5.1.4 Estimación de biomasa de ramas y hojas ..........................................45 5.1.5 Selección de sistema para la extracción y transformación de los desechos forestales ........................................................................................46 5.1.6 Disponibilidad de desechos forestales para la planta.........................47 5.1.7 Estimación de desechos forestales como material combustible ........47 5.1.8 Características como material combustible de los desechos forestales.........................................................................................................47

5.1.8.1 Composición química ............................................................................48 5.1.8.2 Granulometría........................................................................................48 5.1.8.3 Contenido de humedad .........................................................................48 5.1.8.4 Densidad ...............................................................................................48 5.1.8.5 Poder calorífico......................................................................................49 5.1.8.6 Cenizas..................................................................................................49

5.2 DEFINICIÓN DEL TAMAÑO DE LA PLANTA TERMOELÉCTRICA.........49 5.2.1 Definición del tamaño de la planta .....................................................49 5.2.2 Selección de tecnología de generación..............................................50 5.2.3 Cálculo del consumo de biomasa forestal de la planta ......................50 5.2.4 Layout y equipos principales de la planta...........................................51

5.2.4.1 Sistema de manejo del material combustible ........................................52 5.2.4.2 Caldera de vapor y manejo de cenizas .................................................53 5.2.4.3 Turbina de vapor....................................................................................53 5.2.4.4 Generador..............................................................................................54 5.2.4.5 Condensador .........................................................................................54 5.2.4.6 Sistema de enfriamiento del condensador ............................................54 5.2.4.7 Sistema de alimentación de agua a la caldera ......................................54

5.2.5 Recursos Humanos............................................................................55 5.2.5.1 Personal Administrativo .........................................................................55

5.2.5.2 Personal de operación...........................................................................55 5.2.5.3 Personal de mantenimiento ...................................................................56

5.3 UBICACIÓN DE LA PLANTA TERMOELÉCTRICA..................................56 5.3.1 Análisis de las ubicaciones potenciales .............................................56 5.3.2 Conexión al SIC .................................................................................57 5.3.3 Aspectos Ambientales........................................................................57

5.4 ESTIMACIÓN DE BONOS DE CARBONO...............................................58 5.4.1 Mercado del carbono..........................................................................58 5.4.2 Descripción de los requisitos como proyecto MDL de la planta con biomasa forestal ..............................................................................................59 5.4.3 Metodología para la estimación de reducción de CO2e de la planta con biomasa forestal .......................................................................................59 5.4.4 Estimación de la reducción de emisiones ..........................................62 5.4.5 Bonos de carbono transables en el mercado de carbono ..................62

5.5 CONTRIBUCIÓN DEL PROYECTO AL MANEJO FORESTAL SUSTENTABLE DE LOS RENOVALES DE ROBLE, RAULÍ, COIHUE .............62

5.5.1.1 Aspecto Económico...............................................................................63 5.5.1.2 Aspecto Social .......................................................................................63 5.5.1.3 Aspecto Ambiental.................................................................................63

6 EVALUACIÓN ECONÓMICA........................................................64 6.1 ANTECEDENTES GENERALES DE LA EVALUACIÓN...........................64 6.2 INVERSIÓN ..............................................................................................64

6.2.1 Sistema de manejo de combustible....................................................64 6.2.2 Unidad de generación ........................................................................64 6.2.3 Transmisión........................................................................................64 6.2.4 Estudios .............................................................................................65

6.3 COSTOS...................................................................................................65 6.3.1 Costos fijos.........................................................................................65 6.3.2 Costos variables.................................................................................66

6.4 INGRESOS...............................................................................................66 6.4.1 Ingresos por venta de energía ...........................................................66 6.4.2 Ingresos por venta de potencia ..........................................................68 6.4.3 Ingresos por bonos de carbono..........................................................68

6.5 ASPECTOS RELAVANTES DE LA EVALUACIÓN ..................................69 6.5.1 Capital de trabajo ...............................................................................69 6.5.2 Depreciación ......................................................................................69 6.5.3 Valor residual .....................................................................................69

6.6 FLUJO DE CAJA E INDICADORES ECONÓMICOS ...............................69 6.7 ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD ..................................................................69 6.8 RESULTADOS .........................................................................................70

7 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ................................72 8 BIBLIOGRAFÍA.............................................................................75 APÉNDICES .......................................................................................80 ANEXOS ...........................................................................................125

RESUMEN Actualmente, la participación de los bosques nativos en la industria forestal es nula. Esto se debe a que no es una alternativa de negocio por los bajos rendimientos en madera de calidad y a los altos costos que implica su explotación. Por esta razón, es necesario buscar una alternativa de utilización de la madera baja en calidad que se obtiene del manejo del bosque nativo, especialmente los renovales que son formaciones jóvenes que presentan una necesidad creciente de un manejo forestal, es aquí que la bioenergía se presenta como una buena alternativa, para así aportar con energía renovable a la matriz energética del sistema eléctrico chileno.

En este contexto, la presente memoria tiene como objetivo fundamental, buscar una alternativa de utilización para los desechos provenientes del manejo de renovales de Roble, Raulí, Coihue, en el sector precordillerano de Curacautín, específicamente, evaluar la factibilidad técnica y económica de la utilización de biomasa forestal proveniente del manejo de renovales en una planta termoeléctrica de 9 MWe y la posibilidad de venta de bonos de carbono.

En la presente memoria se realiza una prospección al recurso forestal, particularmente al renoval de Roble, Raulí, Coihue, en el sector precordillerano de Curacautín, con el objeto de estimar la disponibilidad de biomasa forestal para su utilización como material combustible en la planta termoeléctrica. Además, se estudia la mejor ubicación y se selecciona la tecnología de generación con biomasa más adecuada, así como también se define el tamaño de la planta para realizar una posterior evaluación económica de la planta termoeléctrica con biomasa forestal. También se estima los bonos de carbono que podrían generarse a partir de la realización de este proyecto por el desplazamiento de generadores con combustible fósil en el Sistema Interconectado Central.

La planta termoeléctrica se define de un tamaño de 9 MWe neto, debido a que plantas de este tamaño están exentas en el pago de peaje y poseen la posibilidad del autodespacho, lo que permite entregar toda la generación al sistema eléctrico y vender la energía al mercado spot. En el área de estudio se estima como volumen disponible de desechos 142.818 m3 al año y si se agregan las ramas y hojas un volumen aprovechable de 168.021 m3. El consumo de la planta se estima en 57.691 toneladas secas equivalentes a 126.920 m3 al año de desechos forestales que es menor al volumen estimado disponible para el área de estudio, lo que permite asegurar un abastecimiento para la planta. La ubicación seleccionada para la localización de la planta es Victoria, por presentar ventajas en relación al abastecimiento alternativo de la planta, en caso de escasez de biomasa, aunque entre las distintas opciones evaluadas no existe mayor diferencia desde el punto de vista económico. La tecnología seleccionada para la planta termoeléctrica es el sistema de parrilla viajera, pues es la tecnología de generación con combustión directa disponible en el mercado que se ajusta a la biomasa forestal a un costo de inversión razonable. En la estimación de los bonos de carbono generados por la operación del proyecto se logra una reducción de 24.236 toneladas de CO2e anualmente, durante 5 años (2008-2012).

De la evaluación económica realizada del proyecto sin y con venta de bonos de carbono este resulta ser de baja rentabilidad, a excepción del escenario pesimista resultando absolutamente no rentable. Esta se realiza para un período de evaluación de 20 años, con una tasa de descuento del 10% para tres escenarios de precios de la energía, normal, optimista y pesimista. En la evaluación económica para los escenarios normal y optimista, el VPN resulta ser positivo, y negativo para el escenario pesimista, con períodos de recuperación del capital (PRC) para los tres escenarios entre 5 y 8 años. En relación a la

TIR, tanto en el caso con y sin venta de bonos de carbono, en el escenario normal y optimista esta supera el 10%, alcanzando en el escenario optimista con venta de bonos de carbono un 17,3%. Además se realiza un análisis de sensibilidad con la variación de la tasa de descuento, costo del material combustible, precio de los bonos de carbono e inversión resultando con un VPN positivo para todos los casos en el escenario optimista, en cambio en el escenario pesimista el VPN resulta negativo para la mayoría de los casos. Por otro lado, en el escenario normal el incremento de la tasa de descuento y del costo de material combustible, impactan negativamente en la rentabilidad.

Finalmente, el aspecto más importante a considerar para el desarrollo de este proyecto energético es la existencia de un precio de la energía estable en el tiempo, que permita una rentabilidad razonable, pues así la bioenergía puede ser una fuente energética competitiva que signifique un aporte a la diversificación de la matriz energética chilena.

Palabras claves: renovales, bonos de carbono, energía renovable, biomasa forestal, bioenergía.

SUMMARY At present, in the forest industry, there is not a participation of the native forests. For this reason it is not a business alternative because of the low yields of quality wood and the high costs for these operations. Therefore, it is necessary to look for an alternative of utilization of this low quality wood obtained from the management of the native forest, specially the young forests that are formations with an increasing necessity of a forest management, where the bioenergy appears as a good alternative, thus to contribute with renewable energy to the power matrix of the chilean electrical system.

Based on this scenery, the main objective of the present study is to look for an alternative of utilization for the forest waste of the management of young forests of Roble, Raulí, Coihue, in the precordilleran sector of Curacautín, specifically, to evaluate the technical and economic feasibility of the use of forest biomass from the management of young forests in a power plant of 9 MWe and possibility of carbon credits.

In the study is performed a prospecting to the forest resource, in this case to the young forests of Roble, Raulí, Coihue in the precordilleran sector of Curacautín, in order to estimate the availability of forest biomass to be utilized as fuel material in the power plant. In addition, the best location of the plant is analyzed and the technology of generation more suitable to the biomass was chosen, as well as the size of the power plant is defined for a later economic evaluation. Also it is estimated the carbon credit that could be generated of the probably displacement from the generation of this project to generators with fossil fuel in the Central Interconnected System.

The power plant is defined in a nominal size of 9 MWe, because these plants are free in the toll payment and have the possibility of auto-dispatch, which allows to deliver the energy that it is generated to the electrical system and to sell it on the spot market. In the study area, the forest biomass available volume is estimated in 142.818 m3 per year and 168.021 m3 including leaves and branches. The plant consumption is estimated in 57.691 bone dried metric ton equal to 126.920 m3 per year of forest biomass, which is smaller than available volume estimated for the study area, this situation allows a safe supplying. The location selected for the plant is in Victoria, because it presents advantages in relation with the supplying alternative for the plant, in case of biomass shortage, although the difference between options evaluated are not important from the economic view point. The technology selected for the power plant is the travelling grate system that is direct combustion technology available on the market because it is adjusts to the forest biomass to a reasonable cost of investment. In the estimation of carbon credits generated by the operation of the project, it is obtained a reduction of 24.236 tons of CO2 annually, during 5 years (2008-2012).

From the economic evaluation of the biomass plant without and with carbon credit, it turns out to be a low profitable project, with the exception of the pessimistic scene of prices of the energy. This is performed for a period of evaluation of 20 years, with a discount rate of 10% for three scenes of energy prices, normal, optimistic and pessimistic. In the economic evaluation for the scenes normal and optimistic, the VPN is positive, and negative for the pessimistic scene, with period of recovery of the capital (PRC) for the three scenes between 5 and 8 years. In relation to the TIR, as much in the case with and without carbon credits, in the normal scene and optimistic this overcomes 10%, reaching in the optimistic scene with carbon credits sale a 17,3%. In addition the sensibility analysis with the variation of discount rate, cost of fuel material, carbon credit price and investment is realized. From this analysis is obtained a positive VPN for all the cases in the optimistic scene, however in the pessimistic scene the VPN is negative for the most of the cases. On

the other hand, in the normal scene the increase of the discount rate and cost of fuel material, they influence negatively in the profitability.

Finally, the most important aspect to consider for the development of this power project is the existence of a stable energy price in the long time, thus it possible to achieve a reasonable profitability, so this way bioenergy can be a competitive energy source that means a contribution to the diversification of the chilean electrical system.

Key words: young forest, carbon credits, renewable energy, forest biomass, bioenergy.

1 INTRODUCCIÓN El sector forestal chileno ha experimentado un acelerado crecimiento en los últimos años, principalmente a partir de la expansión de plantaciones de rápido crecimiento de pino y eucaliptus. Se trata de un sector consolidado y desarrollado que ocupa un papel muy importante en la economía nacional, con exportaciones de 3.500 millones de USD durante el año 2005, es así que ocupa el segundo lugar en las exportaciones nacionales. Durante el año 2004, el sector cosechó 32 millones de metros cúbicos de madera industrial, 31,4 millones (98,2%) correspondieron a madera proveniente de plantaciones industriales de rápido crecimiento y sólo 0,6 millones de metros cúbicos correspondieron a especies provenientes del bosque nativo.

Como se deduce del párrafo anterior, la participación de los bosques nativos en el desarrollo y crecimiento del sector forestal chileno exportador y pujante, tal como lo conocemos, es nula. El bosque nativo, en general, no es atractivo para la industria forestal, no representa una alternativa de negocios debido a sus bajos rendimientos en madera de calidad y a los altos costos asociados en las faenas de cosecha y transporte.

Este trabajo parte del supuesto que es necesario incorporar los bosques nativos a la economía forestal formal toda vez que en el país existen suficientes recursos, en la actualidad inutilizados, que debidamente manejados podrían ser incorporados a la industria forestal chilena. Como se ha indicado, sólo un 1% de la madera industrial cosechada en Chile durante el año 2004 provino de bosques nativos, la idea es que en un futuro este porcentaje se incremente significativamente. Por otra parte, un sector forestal sano no puede basarse sólo en dos especies forestales, es necesario diversificar y en esa diversificación, el bosque nativo chileno debe cumplir un papel preponderante.

La incorporación de los bosques nativos a la actividad forestal industrial de tipo formal, tarea de largo aliento y proyecto del cual recién se verán los frutos en, a lo menos, tres décadas, exige necesariamente un manejo intensivo de los bosques, es decir, intervenciones silviculturales que cosechen los peores árboles en beneficio del bosque remanente; se trata, pues, de extraer el material no comercial de manera económica, con el fin de costear las intervenciones. En Chile, a fines de la década de los ochenta e inicio de los noventa, se probaron alternativas de uso comercial del material de desechos. Al respecto, cabe recordar las exportaciones de astillas de maderas nativas. Aún cuando no existen investigaciones serias que acrediten el impacto de las exportaciones de astillas nativas en el manejo de los bosques, a la luz de las experiencias de terreno, se podría afirmar, que en ciertos casos este instrumental fue utilizado de manera sustentable y en otros no. En general, el uso del bosque nativo en astillas en el pasado ha tenido una mala percepción y aceptación por el ciudadano común, pues no se ha comprendido que este instrumento empleado en forma adecuada puede contribuir al manejo de las masas forestales, esta mala percepción se fundamenta en un desconocimiento del tema, pero también en múltiples ejemplos en los cuales el manejo se realizó inadecuadamente. En todo caso el negocio de las astillas nativas tuvo como consecuencia que durante los años que estuvo en rigor, la cosecha de madera industrial nativa se aproximó a niveles de 4 millones de metros cúbicos al año y permitió que por lo menos algunas superficies se manejaran adecuadamente. Este negocio no continuó por presiones de tipo ambiental por una parte y por un deseo de los clientes de astillas de cambiar su abastecimiento por Eucalyptus globulus, fibra más homogénea y de mejor rendimiento en la producción de pulpa y papel.

Otra alternativa de empleo de los desechos del manejo y que cada vez está siendo más considerada, es la biomasa forestal para la generación de energía. La biomasa forestal es

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un recurso energético renovable alternativo que posee muchas ventajas en comparación a otros combustibles, tales como el carbón y el petróleo. En el pasado, antes que aparecieran los combustibles fósiles, este recurso tuvo una gran importancia para la generación de energía. En la actualidad, el uso del combustible leñoso sigue siendo predominante, especialmente en los países subdesarrollados y en vías de desarrollo. El consumo de leña en el mundo alcanza unos 1.700 millones de metros cúbicos, lo que prácticamente es el 50% de la madera que se cosecha anualmente en el planeta. En el caso de Chile, en el año 2004 el total de madera producida alcanzó a 44,34 millones de metros cúbicos, de los cuales 12,34 millones de m3 se destinaron a leña, correspondiendo al 27% del total; de la cual 61% es proveniente de especies nativas. Cabe destacar, que en el país, 14% de la energía primaria es producida a partir de biomasa.

Esta memoria, tiene como propósito fundamental, buscar una alternativa de utilización para los desechos provenientes del manejo de renovales de Roble, Raulí, Coihue en el sector precordillerano de Curacautín, específicamente, analizar y estudiar la factibilidad técnica y económica de la utilización de biomasa forestal en la generación de energía eléctrica. Los alcances de este proyecto son la estimación de los desechos del manejo de renovales de Roble, Raulí, Coihue, un modelo de negocio para la energía renovable a partir de biomasa forestal en el mercado eléctrico chileno y los bonos de carbono que se generan como fuente energética renovable en un proyecto MDL (Mecanismo de Desarrollo Limpio).

Esta propuesta se justifica debido a que existe una gran cantidad de superficie de bosque que está en proceso de degradación, y el manejo forestal sustentable que permite mejorar el estado de los bosques y acelerar sus procesos naturales, se ha aplicado en el caso de las formaciones boscosas naturales en muy pequeña escala, a diferencia de lo que ocurre con las plantaciones de pino y eucaliptus. Otro factor relevante a considerar es la presente crisis energética que aqueja a Chile, producto de la incertidumbre en el abastecimiento de gas natural, el creciente aumento del valor del petróleo, el déficit de fuentes energéticas para la generación de energía eléctrica y la reciente modificación a la Ley eléctrica que mejora las condiciones para las energías renovables no convencionales, factores que han creado nuevas posibilidades a la biomasa como fuente alternativa de generación de energía. Adicionalmente, el empleo de la biomasa en la generación de energía permite disminuir las emisiones de gases con efecto invernadero, principalmente NOx y SOx, debido a esto, un proyecto en esta línea puede transarse en el creciente mercado de los bonos de carbono.

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2 OBJETIVOS 2.1 OBJETIVO GENERAL

Evaluar técnica y económicamente la utilización de desechos del manejo forestal de renovales de Roble, Raulí, Coihue en el sector precordillerano de Curacautín en una planta termoeléctrica.

2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

• Evaluar las existencias de renovales de Roble, Raulí, Coihue en el sector precordillerano de Curacautín y ubicación potencial para la planta termoeléctrica.

• Estimar el volumen disponible para el abastecimiento de la planta y definir las características como combustible de los desechos del manejo forestal de renovales de Roble, Raulí, Coihue en la generación de energía eléctrica.

• Definir el tamaño factible y tecnología de generación tradicional de una planta termoeléctrica, que utilice desechos del manejo forestal de renovales de Roble, Raulí, Coihue como fuente energética.

• Evaluar la reducción de emisión de gases de efecto invernadero.

• Evaluar económicamente la instalación de una planta termoeléctrica que utilice desechos del manejo forestal de renovales de Roble, Raulí, Coihue con y sin la presencia de bonos de carbono.

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3 REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA 3.1 BIOENERGÍA 3.1.1 Antecedentes

La bioenergía se define como aquella que es obtenida a partir de biomasa propiamente tal o de residuos biológicos, la cual se emplea ya sea directamente o a través de algún derivado (biocombustible).

Por biomasa se entiende el conjunto de materia orgánica renovable de origen vegetal, animal o procedente de la transformación natural o artificial de la misma. En la biomasa se consideran las plantas como fitomasa y a los desechos y restos de animales como zoomasa. Entre las distintas fuentes de biomasa se consideran la biomasa forestal y los residuos de la industria forestal, los cultivos energéticos, los residuos agrícolas y los efluentes agroalimentarios, los estiércoles y la fracción orgánica de los residuos sólidos municipales o domésticos y los lodos de aguas residuales. La biomasa es una fuente de energía renovable que puede emplearse en distintas formas de energía.

En particular, el uso de biomasa forestal con fines energéticos posee la ventaja de que las emisiones de NOx y SOx comparada con los combustibles fósiles, es mínima. Además, el balance de CO2 emitido es neutro, pues en una combustión completa sólo se produce agua y CO2, pero la cantidad de CO2 emitida fue capturada por las plantas durante su crecimiento. Es decir, el CO2 de la biomasa viva forma parte de un flujo de circulación continuo entre la atmósfera y la vegetación, sin que suponga un aumento de ese gas, de tal forma que la vegetación se renueva a la misma velocidad que se degrada. También, la biomasa forestal como fuente energética disminuye la dependencia externa en el abastecimiento de combustibles y la tecnología para su aprovechamiento posee un buen grado de desarrollo (Verdebout, 2005).

Sin embargo, la biomasa forestal también tiene algunas desventajas, como por ejemplo, su alto contenido de humedad, que no obstante es manejable con procesos de secado, su gran heterogeneidad que genera ineficiencias, su baja densidad que dificulta el almacenamiento y la necesidad de sistemas de alimentación más complejos por no tratarse de un fluido (Verdebout, 2005).

3.1.2 Energías renovables en el mundo

En el contexto mundial la Energy International Agency (EIA) (2006) señala que al año 2003 más de un 86% de la energía consumida que se utiliza proviene de combustibles fósiles, tales como petróleo, gas natural y carbón, que corresponden a los principales responsables del incremento de los Gases de Efecto Invernadero (GEI). Sólo el 8% utiliza combustibles de fuentes renovables y el resto proviene de energía nuclear.

Si consideramos la potencia instalada para producción de electricidad al año 2003, el 66% es a partir de combustibles fósiles, el 23% de la capacidad instalada proviene de energía renovable y el resto de la energía nuclear. Se proyecta un crecimiento en la demanda energética de un 71% entre los años 2003 al 2030 (EIA, 2006).

Según Van Loo et al. (2003) la participación de las energías renovables es de un 17,7% del total de la energía primaria en el mundo. Del total de energías renovables un 10,6% es generada a partir de biomasa tradicional y un 1,4% de biomasa moderna (biocombustibles).

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3.1.3 Energía a partir de biomasa forestal en Chile

En Chile, la biomasa se emplea ya sea en la generación de energía primaria, fundamentalmente combustión para los hogares y determinadas industrias, y para la generación de electricidad a partir de turbinas que funcionan con vapor a alta presión y temperatura. En su aporte a la matriz primaria y de acuerdo a la CNE la leña contribuye en un 14% de la generación de energía. En la generación de energía eléctrica participan fundamentalmente empresas del sector forestal industrial o asociadas a éste. Estas empresas aprovechan desechos industriales como licor negro, aserrín, virutas y despuntes que combustionan para generar electricidad y vapor. También hay un aprovechamiento de desechos de la industria forestal maderera para la generación de calor, principalmente para las instalaciones de secado de madera.

En relación, a los aportes de las energías renovables para la generación de energía eléctrica, el actual gobierno ha establecido como compromiso, para el período 2006-2010, la meta que un 15% de la potencia instalada nueva sea a partir de fuentes renovables no convencionales. En este momento la Corporación de Fomento de la Producción (CORFO) y la Comisión Nacional de Energía (CNE), por medio de concursos realizados para apoyar energías renovables no convencionales en los años 2005 y 2006, poseen una cartera de proyectos cuyo potencial de generación, en caso de ser realizados, se estima sobre los 500 MW.

Chile posee un gran potencial de bioenergía forestal, debido a la gran superficie de bosques, tanto en plantaciones como bosque nativo. Si se considera que al año se cosechan 34.000 hectáreas de eucaliptus (edad de corta 11 años), los cuales generan 43,51 toneladas de desechos entre fuste con un 3,5 t (2-5%), ramas con un 20,9 t (12-15%) y corteza con un 19,1 t (11-12%), se estima un potencial de biomasa de 1.479.000 toneladas. En cambio para el pino, si se cosecharan 70.000 hectáreas (edad de corta 23 años) con una producción de desecho de 32,62 toneladas entre fuste con un 7,9 t (3-5%) y ramas 24,7 t (12-15%) se estima una biomasa de 2.282.000 toneladas. Por lo tanto, se estiman 3.761.000 toneladas de biomasa potencial entre desechos de plantaciones de eucaliptus y pino (Campino, 2006).

En el caso del bosque nativo se estima una superficie potencial de manejo, descontando las con restricciones ambientales, correspondientes a 3.007.665 hectáreas. Si se asume que el crecimiento promedio del bosque es de 5 m3/ha/año se estima que el crecimiento total del bosque son 15 millones de metros cúbicos al año aproximadamente. Si se considera que el 70% está disponible para fines energéticos se tiene teóricamente 10,5 millones de m3/año para la generación de energía a partir de biomasa en cualquiera de sus formas, obtenida por un manejo forestal sustentable, es decir, no extraer más allá del crecimiento acumulado en un cierto período de tiempo. Por lo tanto, se estiman 9,5 millones de toneladas de biomasa potencial (Emanuelli, 2005).

Si se considera un poder calorífico inferior promedio a 50% de humedad base húmeda de 2.000 kcal/kg se estima que con las plantaciones se podrían generar 6.122.558 MWh

1 Variable según la tecnología de aprovechamiento, tipo de manejo de la plantación y edad de corta.

2 Variable según la tecnología de aprovechamiento, tipo de manejo de la plantación y edad de corta.

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térmicos al año. Si se asume una eficiencia en cogeneración de un 70%, y 20% al producir sólo electricidad, y operar 7.500 horas al año, esta energía generada equivale a una potencia instalada de 816 MW en cogeneración y si sólo se produce energía eléctrica una potencia instalada de 233 MWe. En cambio, con el bosque nativo se estima una generación de 15.539.112 MWh térmicos al año, equivalente a una potencia instalada en cogeneración de 2.071 MW y 592 MWe al producir sólo electricidad.

Por consiguiente, el sector forestal posee un potencial que permitiría aportar alrededor de 21 millones de MWh térmicos al año, equivalente a una potencia instalada en cogeneración de 2.887 MW y 825 MWe sólo con generación eléctrica, si se utilizara tanto los desechos forestales dejados en las plantaciones como los provenientes del manejo de bosque nativo.

3.1.4 Experiencias internacionales en bioenergía

Principalmente en países desarrollados se han implementado distintas políticas de subsidio para el apoyo del uso de la bioenergía, especialmente en el ámbito de las tecnologías de combustión para incentivar un aumento en su utilización (Van Loo, 2003).

En la publicación de Van Loo (2003) se citan varios países desarrollados: Austria, Bélgica, Dinamarca, Finlandia, Noruega, Alemania, Holanda, Suecia, Suiza, Nueva Zelanda y Estados Unidos. En general se observa que todos los países citados, sin excepción, contemplan un incremento en la participación de las energías renovables en su matriz energética. Para ello se establecen diferentes medidas, sin embargo, todas apuntan a incentivar el empleo de las energías renovables y/o castigar el empleo de las convencionales, por la vía de exenciones tributarias o derechamente subsidios en un caso o por la vía de mayores impuestos y castigos por las emisiones de gases invernaderos en el otro. Se obliga, además en muchas situaciones a los generadores a comprar un porcentaje de sus energías desde fuentes renovables, esta compra se puede hacer a precios subsidiados y garantizados a largo plazo. Todas estas medidas contrastan con las políticas que en Chile existen al respecto, que dentro del contexto mundial podrían clasificarse como insuficientes para incentivar el uso de las energías renovables.

3.1.5 Aplicaciones de la bioenergía

Las aplicaciones de la bioenergía, particularmente las relacionadas con la biomasa forestal van desde las domésticas a las industriales. La combustión es la tecnología más utilizada para la biomasa forestal, la que posee varias aplicaciones entre las que se pueden mencionar: generación de energía térmica en aplicaciones a escala domiciliaria para la calefacción y cocina. Entre éstas están las estufas a pellets, briquetas y desechos forestales, tales como aserrín y viruta; producción de energía térmica en pequeña y mediana escala para suministro de calor a una red local y procesos, como por ejemplo para redes de calefacción local, industrias de transformación de la madera y plantas de secado; producción de vapor para turbinas en plantas de generación eléctrica o cogeneración y suministro de energía térmica utilizando medios de transferencia de calor, tales como aceite térmico y aire (Van Loo, 2003).

Para todas estas aplicaciones, son prioritarios sistemas de combustión eficientes y limpios. Aunque existe el desarrollo tecnológico de estos sistemas, no todos son todavía comercialmente competitivos a excepción de algunas alternativas específicas. Para una mayor utilización alrededor del mundo de la energía a partir de biomasa, son necesarias políticas en el campo de la investigación y desarrollo, así como también, la creación de mecanismos de mercado, difusión y legislativos (Van Loo, 2003).

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La selección y diseño de cualquier sistema de combustión a biomasa está determinado principalmente por las características del combustible, la legislación ambiental, los costos y el funcionamiento de los equipos adecuados o disponibles, así como también la capacidad instalada y si se requiere energía térmica y/o eléctrica. La tecnología de combustión más adecuada dependerá para cada proyecto, sin embargo, generalmente en las aplicaciones a pequeña escala, la homogeneidad del combustible, especialmente el contenido de humedad, la granulometría, y la temperatura de fusión de las cenizas, son los que poseen una mayor influencia en los sistemas de combustión y los sistemas de limpiezas de los gases de combustión en comparación a las plantas de mayor escala. Por esta razón, se han desarrollado nuevas tecnologías para los sistemas de preparación de los combustibles, sistemas de combustión y limpieza de los gases de combustión que permitan una mayor eficiencia, menores emisiones y costos más competitivos para combinaciones de distintos tipos de combustibles. De esta forma, se abren nuevas posibilidades para las plantas de bioenergía al ser más competitivas a diferencia como en el pasado (Van Loo, 2003).

3.2 RECURSO FORESTAL 3.2.1 Antecedentes del Bosque Nativo

El recurso forestal en Chile según el “Catastro y Evaluación de Recursos Vegetacionales Nativos de Chile” (CONAF-CONAMA-BIRF, 1999b) es de 15,6 millones de hectáreas, de las cuales 13,4 millones corresponden a bosque nativo (85,9%), mientras que las plantaciones forestales alcanzan a 2,1 millones de hectáreas y el bosque mixto a 0,087 millones que constituyen un 13,5 y 0,006% respectivamente. Los bosques nativos con un mayor potencial productivo están representados por el bosque adulto, el adulto renoval y el renoval, este último con alturas mayores a 12 m, los cuales alcanzan a 5,7 millones de hectáreas lo que significa un 42,4% del total de bosque nativo.

Los bosques nativos chilenos se clasifican en diferentes “tipos forestales”. Se entiende de acuerdo con el Proyecto de Ley del bosque nativo, que un tipo forestal es “una agrupación arbórea caracterizada por las especies predominantes en los estratos superiores del bosque”. Sin embargo, se emplean también otros descriptores, tales como, el estado de conservación (virgen, explotado, degradado), estructura (renovales) o su potencial (comercial, de protección).

Desde un punto de vista de la producción forestal tradicional en la cual la madera es el producto principal, se pueden considerar tres clases de bosques: bosques de preservación, bosques de conservación y protección, y bosques de usos múltiples o también llamados bosques productivos.

Los bosques de preservación, son aquellos que independiente de su superficie, constituyen el hábitat de especies vegetales protegidas legalmente o que se encuentren clasificadas en las categorías de “en peligro de extinción”; “raras”; “vulnerables”, o “insuficientemente conocidas”. También están considerados en esta clasificación aquellos que sean parte de ambientes únicos o representativos de la diversidad ecológica natural del país y sólo se permite el manejo con el objetivo de resguardar la diversidad biológica.

Los bosques de conservación y protección, son aquellos que independiente de su superficie, se encuentran ubicados en pendientes iguales o superiores a 60%, en suelos frágiles, o a menos de doscientos metros de manantiales, cuerpos o cursos de aguas naturales, con el propósito de ser destinados para resguardar los suelos y recursos hídricos.

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Cabe destacar, que tanto los bosques destinados a conservación y protección como a preservación pueden poseer madera de calidad para extracción, pero debido a que se ubican en zonas de pendientes muy altas, poco accesibles, y/o presentan restricciones ecológicas que limitan la posibilidad de una extracción maderera, pues no pueden ser empleados en actividades productivas madereras tradicionales.

Los bosques productivos, son aquellos cuyos terrenos y formaciones vegetales no corresponden a las categorías de preservación o de conservación y protección, y que en consecuencia pueden emplearse en actividades productivas madereras tradicionales y no tradicionales.

Dentro de los bosques productivos se pueden identificar tres clases, que reflejan su grado de intervención: bosques productivos propiamente tales, renovales y bosques degradados.

Los bosques productivos, son bosques maduros formados por especies con valor comercial, existencias en volumen relativamente altas y árboles de buena forma y estado sanitario, es decir, bosques donde la industria forestal puede obtener madera.

Los renovales, corresponden normalmente a formaciones jóvenes, con una densidad alta de árboles por unidad de superficie con baja diversidad específica y especies de rápido crecimiento, constituidos casi exclusivamente del género Nothofagus, y que se han originado a partir de regeneración tanto de semillas como vegetativa (rebrotes).

Los bosques degradados, aunque es difícil dar una definición precisa, se pueden definir como aquellos en que la vegetación natural existente ha perdido su capacidad productiva, debido a la ejecución de sucesivas intervenciones mal realizadas y/o condiciones naturales generadas por fenómenos naturales, plagas o incendios. Motivo por el cual, los bosques han experimentado un cambio en su estructura y composición florística originales, por consiguiente, el número de árboles, su calidad, forma y sanidad se ven afectadas negativamente respecto al bosque original.

Diversos factores han determinado el drástico deterioro de la calidad del bosque nativo y la disminución de su capacidad productiva: un proceso histórico de eliminación de bosques para incorporar los terrenos a la producción agrícola y ganadera, que comenzó con la colonización y que aún no ha cesado; eliminación de bosques debido a incendios; corta para uso energético; vientos, plagas y enfermedades; el deterioro causado por la explotación maderera sin técnicas de manejo adecuadas y sin considerar la regeneración; un reemplazo parcial del bosque nativo por plantaciones de especies de rápido crecimiento, principalmente por pino y eucaliptus; la ganadería extensiva en los bosques, inundaciones, derrumbes, crecimiento urbano y grandes proyectos de desarrollo que inevitablemente han afectado áreas boscosas.

La preocupación sobre el deterioro y retroceso es absolutamente legítima, aunque como es obvio, por tratarse de un tema que despierta la inquietud de la ciudadanía, se debate pobremente, en forma poco académica y bastante subjetiva. Lo importante es buscar alternativas reales y viables que consideren los aspectos económicos, ecológicos, sociales y políticos que resuelvan la condición de marginalidad en que se encuentran los bosques nativos chilenos.

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3.2.2 Tipo forestal Roble, Raulí, Coihue

Un tipo forestal corresponde a una superficie de bosques, normalmente extensa, constituido por una o más especies forestales, que pueden o no estar situadas en condiciones iguales de sitio. En consecuencia, el tipo forestal Roble-Raulí-Coihue está formado por bosques adultos y renovales de esas especies.

Los renovales son bosques jóvenes de segundo crecimiento, que se originaron por la alteración del bosque original producto de la tala, incendios, la agricultura y la ganadería. La composición del renoval depende de la composición del bosque original, del tipo y grado de intervención ejercida sobre éste, y de factores de azar (Silva, 2003).

El concepto de segundo crecimiento implica que se conoce o se tienen las evidencias de la existencia de bosques adultos o primarios, originales en el área. Un criterio posible para definir el término de la condición de renoval de un bosque es el de la coetaneidad. Un renoval deja de ser tal cuando los árboles constituyentes dejan de pertenecer al mismo rango de edades por incorporación de individuos de especies más avanzadas de la sucesión vegetal, o que dejan de pertenecer a un cierto rango de diámetros y alturas por crecimiento diferencial de diversas especies, con lo cual el bosque pierde su fisonomía o apariencia de coetaneidad (Donoso, 1981b).

En comparación con un bosque adulto, los renovales poseen una estructura y composición mucho más simple, es decir, las clases diamétricas tienden a concentrarse en un rango definido y presentan menor variabilidad en la cantidad de especies (Donoso, 1988). En general la regeneración no es abundante, y en el caso del tipo forestal Roble-Raulí-Coihue, los renovales jóvenes que están en proceso de establecimiento y alta competencia no tienen regeneración de Nothofagus (Lara et al., 1999).

Por ser formaciones jóvenes, los renovales en sus primeras etapas se caracterizan por poseer altas densidades, las cuales van disminuyendo debido a procesos de competencia. De no existir intervenciones silvícolas oportunas las tasas de crecimiento disminuyen rápidamente con el tiempo, impidiendo concentrar el crecimiento en los árboles de mejores características madereras durante el período de su mayor vigor (Grosse, 1992).

El tipo forestal Roble, Raulí, Coihue corresponde a los renovales y bosques puros o mezclados de las especies Roble, Raulí y Coihue. Los bosques que constituyen este tipo son definidos como renovales o bosques de segundo crecimiento formados por las especies más agresivas, de más rápido crecimiento y de mayor habilidad competitiva. Estos renovales se encuentran formando rodales puros de Roble en las partes bajas; Roble - Raulí en áreas intermedias y Raulí y/o Coihue en las partes más altas (Donoso, 1981a; Yudelevich et al., 1967).

Los renovales del tipo forestal Roble, Raulí, Coihue, particularmente los ubicados en la zona precordillerana de Curacautín, se presentan como una buena alternativa para el desarrollo de un proyecto energético a partir de desechos provenientes del manejo forestal de bosque nativo y que al mismo tiempo permita mejorar el recurso. Las razones principales que sustentan esta alternativa son la simplicidad en la composición de especies y la necesidad creciente de manejar este tipo de estructura. Además de la localización y la existencia de una red caminera y un adecuado acceso a los bosques que faciliten la cosecha en forma económica. Es en este sentido, que el tipo forestal Roble, Raulí, Coihue es una buena alternativa para el desarrollo de un proyecto energético que permita proveer al Sistema Interconectado Central (SIC) de energía eléctrica renovable.

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Este tipo forestal según CONAF et al. (1999a) abarca 1,5 millones de hectáreas, representando un 10,9% del total de bosque nativo de Chile, y se localiza principalmente en la VIII, IX y X Regiones. Este presenta existencias aprovechables de 165 millones de m3, de los cuales 74 millones de m3 son aserrables y 92 millones de m3 son pulpables (CONAF et al., 1999b). Dentro de este tipo forestal, el renoval mayor a 12 metros de altura, según el experto de CONAF Araya (2004), es el que posee mayor potencial para un manejo y explotación, principalmente en las áreas de Mulchén, Quilaco, Curacautín y Panguipulli. Estos renovales poseen una superficie de 539 mil hectáreas, concentrándose mayoritariamente entre la VIII y X Región, presentando existencias aprovechables de 85 millones de m3, de los cuales 45 millones de m3 son aserrables y 40 millones de m3 son pulpables, sin embargo no todos estos bosques pueden ser considerados cosechables debido a restricciones, tales como su ubicación, red caminera y tenencias de los bosques que impiden su extracción. Además, estos datos deben ser considerados como preliminares y ser revisados con la realización de inventarios intensivos para una mayor precisión (Araya, 2004).

Los rendimientos volumétricos de bosque nativo difieren en sus estimaciones, debido a la variabilidad en la composición de especies y los diferentes estados de conservación. En este sentido, la literatura cita los siguientes rendimientos para el tipo forestal Roble, Raulí, Coihue. De acuerdo a Del Fierro et al. (1998) en renovales de Roble, Raulí, Coihue entre la IX y X Región con tratamientos silviculturales, tales como, cortas de liberación, podas y raleos, y una altura media de 23 m, estima un volumen bruto promedio de 228 m3/ha. También, este autor indica un crecimiento volumétrico aproximado de 20 m3/ha/año, si los renovales estudiados mantienen el manejo al que han sido sometidos en los próximos 20 a 30 años. En cambio el autor Araya (2004), señala un volumen promedio de 222 m3/ha en renovales mayores a 12 m de altura del tipo forestal Roble, Raulí, Coihue entre la VIII y X Región.

3.2.3 Biomasa de los renovales de Roble, Raulí, Coihue

A continuación se citan distintos autores que han realizado estudios sobre biomasa de las principales especies del tipo forestal Roble, Raulí, Coihue. Garfias (1994) indica que la biomasa promedio por hectárea en renovales de segundo crecimiento de Raulí (Nothofagus alpina) raleados de 40 y 60 años, con una altura promedio de 19 metros, y densidad de 696 árboles por hectárea, es en torno a las 103,8 ton (seca). De este total 88,5 corresponden al fuste (73,3 ton de madera y 15,2 ton de corteza) y 15,3 ton a la copa (13,8 ton de ramas y 1,5 ton de hojas). Esta distribución de la biomasa expresada en porcentajes en los diferentes componentes del árbol corresponde a 14,7% para la copa, (1,5% de hojas y 13,2% de ramas) y 85,3% para el fuste (14,7% de corteza y 70,6% de madera). En cambio, Gayoso et al. (2002), señala que la biomasa en Raulí se distribuye en el árbol de la siguiente forma, 66,8% para el fuste, (55,3% de fuste comercial y 11,5% fuste no comercial), 12,6% para las ramas, 2,4% para las hojas y 18,2% para la corteza.

También en este estudio Gayoso et al. (2002) menciona la distribución de la biomasa en los distintos componentes del árbol para las especies Roble (Nothofagus obliqua) y Coihue (Nothofagus dombeyi). En el caso del Roble, se señala que 73,6% corresponde al fuste, (49,9% de fuste comercial y 23,7% fuste no comercial), 10% para las ramas, 1,2% para las hojas y 15,1% para la corteza. En cambio para el Coihue se distribuye 69,7% para el fuste, (48,9% de fuste comercial y 20,9% fuste no comercial), 14,4% para las ramas, 5,6% para las hojas y 10,3% para la corteza.

A continuación se muestra la biomasa de especies Nothofagus, distribuida en los distintos componentes del árbol en la siguiente tabla:

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Tabla N ° 1. Biomasa total y por componente del árbol (%)

Especie Autor Fecha Total (t/ha) Fuste (%) Ramas (%) Hojas (%)Nothofagus alpina (Raulí)1 Garfias 1994 103,8 85,3 13,3 1,4Nothofagus alpina (Raulí)2 Gayoso et al . 2002 - 85 12,6 2,4Nothofagus obliqua (Roble)3 Gayoso et al . 2002 - 88,7 10 1,2

Nothofagus dombeyi (Coihue)4 Gayoso et al . 2002 - 80 14,4 5,6Nothofagus pumilio (Lenga)5 Magni 1995 206,8 79,9 18,7 1,4

Nothofagus betuloides (Coihue de Magallanes)6 Magni 1995 115,4 84,1 13,5 2,4Nothofagus pumilio (Lenga)7 Caldentey 1992 324 76 23 1 1 Renovales de segundo crecimiento raleados de 40 y 60 años; altura promedio 19,2 metros; 696

árboles/ha; Precordillera Andina, Provincia Bío-Bío, VIII Región. 2,3,4 Bosque de Roble, Raulí, Coihue en el predio Jauja, Provincia de Malleco, IX Región. 5,6 Bosque mixto Lenga-Coihue no intervenido de estructura multietánea; altura promedio 20 metros; 731 árboles/ha; Skyring, Provincia de Magallanes, XII Región. 7 Bosque multietáneo de altura promedio 17 y 19 metros; Provincia Última Esperanza, XII Región. Fuente: Elaboración propia a partir de Garfias, 1994; Gayoso et al., 2002; Magni, 1995; Caldentey, 1992.

3.2.4 Alternativas tecnológicas para la extracción y transformación de la biomasa forestal como biocombustible

Finlandia es unos de los países que presenta mayor desarrollo en este tipo de tecnologías, es así que el 20% de la energía primaria en este país se basa en combustibles provenientes de la madera. Se han desarrollado diferentes maquinarias que permiten distintos sistemas para el proceso de extracción de los desechos del bosque. El proceso de extracción consta de distintas etapas, estas son cortar o talar la biomasa, acumularla y trasladar a orilla de camino, transportar a un lugar intermedio o directo a la planta, donde se astilla o tritura y maneja para ingresar a la caldera. Por tal motivo, este tipo de fuente de material combustible posee un alto costo, pues involucra varias etapas hasta llegar a la planta (TEKES, 2004).

La eficiencia de un sistema de extracción, es altamente dependiente de las condiciones ambientales e infraestructura en la que opera. Además, también tienen efecto en la eficiencia, factores económicos, sociales, ecológicos, industriales y educacionales. Por tal razón, se debe buscar el sistema óptimo que se ajuste a las condiciones presentes en Chile, específicamente en el bosque nativo (TEKES, 2004).

Los sistemas de producción de material combustible se diseñan en base a las máquinas astilladoras o trituradoras, debido a que estás constituyen la variable decisiva que influye en el transporte y las demás maquinarias. La trituración de la biomasa en los distintos sistemas de extracción, puede realizarse tanto a orilla de camino, en una cancha de acopio al lado del bosque, en una zona intermedia, o en la planta (TEKES, 2004).

A continuación se mencionan las principales modalidades que existen actualmente para extraer los desechos forestales (Ver Anexo N° 1 y N° 2) (TEKES, 2004):

3.2.4.1 Astillado en cancha

Esta es la forma tradicional del astillado donde los desechos forestales son transportados por medio de forwarder a la cancha para su acopio. La operación del forwarder y el astillador son independientes, donde el astillado se realiza en la cancha utilizando un astillador conectado a un tractor para operaciones pequeñas y astilladores montado en un camión especial para operaciones a mayor escala. Esta alternativa es aplicable tanto para desechos de cosecha final como desechos de raleos.

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Un problema de este sistema es la alta dependencia entre el astillador y los camiones que transportan el material lo que produce pérdidas de tiempo, en esperas, reduciendo su eficiencia. También requiere de canchas más grandes que los otros sistemas, debido a las grandes cantidades de biomasa apiladas y espacio para el camión y el astillador. Los astilladores usados en canchas pueden ser más pesados, resistentes y eficientes que los utilizados dentro de los bosques. Para evitar la sobrexigencia de este sistema, el astillador montado en camión y el camión chipero, se pueden reemplazar por un camión chipero con astillador. De esta forma, este camión recibe directamente el material astillado del astillador, y luego traslada la carga a la planta. Además, como el camión transporta su propio astillador disminuye la capacidad de carga y radio de funcionamiento. Por lo cual, este sistema es adecuado para operaciones pequeñas y para abastecer pequeñas plantas de calefacción.

3.2.4.2 Astillado en bosque

Este tipo de sistema requiere de astilladores móviles ajustables a diferentes operaciones y equipado con un container inclinable de 15-20 m3. En este caso, el astillador móvil puede moverse por las huellas de madereo y colocar los desechos en el alimentador del astillador por medio de su garra. Luego, la carga del material astillado se traslada hasta orilla de camino donde está el camión astillero y el container del astillador se inclina para cargar el container del camión que puede estar en el suelo o remolque. Como una sóla máquina es la encargada de trasladar el material desde el bosque y astillar, disminuyen los costos de poner en operación la máquina de una faena a otra, haciéndolo rentable para faenas más pequeñas. Uno de los aspectos importantes de este sistema es que el uso de container reduce la dependencia entre el astillador y camión, aunque no totalmente. En este sistema no se requieren canchas grandes, pero si deben ser estabilizadas para el camión. Por otro lado, para operaciones en bosques, se requiere de astilladores lo más livianos que sean posibles, sin embargo, esto afecta la resistencia y estabilidad. Una desventaja de este sistema es que cuando se manejan grandes volúmenes, se vuelve muy difícil de controlar.

3.2.4.3 Astillado en planta

En este sistema, el astillador y camión son independientes lo que genera una serie de ventajas, tales como un aumento en la disponibilidad técnica y operativa de las máquinas, una facilidad en el control del proceso de extracción, una disminución de necesidad de mano de obra y una mejora en el control de calidad del material combustible. En este sistema existe la posibilidad de que los astilladores móviles puedan ser reemplazados por astilladores estacionarios los que son utilizados para el astillado de todo tipo de desechos, incluyendo raíces, tocones y madera reciclada. La mayor ventaja de estos astilladores estacionarios es el flujo constante de material combustible que se genera, aunque el costo de inversión es alto, se justifica en el caso de plantas grandes. Una de las debilidades de este sistema son las bajas densidades de material transportado, pues el transporte de los desechos se realiza en forma estéreo.

Para revertir esta situación, se desarrolló un sistema en que existe una máquina enfardadora de los desechos para disminuir los espacios de aire al transportar el material. Estos fardos de desechos, son transportados por medio de forwarder hasta la zona donde se cargan los fardos al camión que los transporta a la planta. Finalmente, en la planta existe un astillador estacionario donde son astillados los fardos de desechos.

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3.2.4.4 Astillado en cancha intermedia

Este sistema es una combinación entre astillado en cancha y en planta, los desechos son transportados sin astillar a la cancha intermedia para ser astillados, y luego se transporta el material astillado en camión hacia a la planta. En el caso que existan varias canchas intermedias, disminuyen las distancias desde los puntos de extracción. Este sistema permite almacenar biomasa no procesada para el período de invierno, cuando las condiciones para la extracción en bosque son difíciles y existe una alta demanda de material combustible.

3.3 SECTOR ELÉCTRICO CHILENO 3.3.1 Definiciones

Energía eléctrica: es la relacionada con la corriente de partículas llamadas electrones, y se define como el producto de la potencia eléctrica (por ejemplo kW) por el tiempo. Usualmente su unidad de medida es el kilovatio-hora o kWh. La energía eléctrica (salvo la que tiene su origen directo en la naturaleza, como los rayos) es obtenida a partir de otras fuentes de energía, y una vez entregada al consumidor éste la reconvierte a otro tipo de energía útil mediante diversos artefactos eléctricos (CNE, 2005b; AesGener, 2004).

Potencia: es la energía eléctrica consumida por unidad de tiempo. En este caso es la energía eléctrica que se consume en un tiempo determinado. La potencia define qué cantidad de "músculo" tiene un motor o un generador, mientras que la energía le indica el "trabajo" que produce un generador o un motor durante un cierto período de tiempo. Por ejemplo, para que una grúa eléctrica haga el trabajo de elevar una masa determinada a una altura establecida, se requiere una cierta cantidad de energía eléctrica. Para que la eleve en la mitad de tiempo, se requiere la misma cantidad de energía eléctrica, pero el doble de la potencia. La unidad de medida que se utiliza generalmente es el MW (Danish Wind Industry Association, 2004; AesGener, 2004).

Potencia instalada: es la suma de las potencias nominales de los equipos generadores existentes en una central dada.

Potencia (o capacidad) nominal: de un equipo es la potencia que puede suministrar (transportar o absorber, según sea el caso), por períodos largos de tiempo (permanentemente, durante 8 horas), en condiciones de calentamiento definidas por su tipo de aislamiento y aquellas que garantizan su vida útil.

3.3.2 Sector eléctrico chileno

La industria eléctrica chilena está compuesta por tres actividades principales, correspondientes a generación, transmisión y distribución de energía eléctrica.

La actividad de generación eléctrica consiste en producir electricidad a través de fuentes convencionales, como petróleo, el gas natural, el carbón y la energía hidráulica, o bien a través de energías renovables no convencionales como la energía minihidráulica, eólica, geotérmica, biomásica y solar, entre otras.

La transmisión corresponde al transporte de la energía eléctrica desde las centrales de generación hasta los centros de consumo, tales como empresas distribuidoras y grandes clientes.

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Finalmente, la distribución comprende la comercialización y el transporte de la energía eléctrica a los pequeños y medianos usuarios, cuyo consumo es inferior a los 2 MW, desde los puntos de retiro de energía del sistema interconectado hasta los clientes finales.

Actualmente, el sector eléctrico chileno está compuesto por 31 empresas generadoras, 5 empresas transmisoras y 36 empresas distribuidoras, que se encuentran distribuidas en cuatro sistemas eléctricos independientes: el Sistemas Interconectado del Norte Grande (SING), el Sistema Interconectado Central (SIC), el Sistema Eléctrico Aysén y el Sistema Interconectado de Magallanes. Además, existen algunas empresas mineras y grandes empresas industriales que se autoabastecen parcial o totalmente.

A continuación se presentan las características principales del SIC, que es el sistema eléctrico importante para esta memoria (información actualizada al 31 de diciembre del 2005, (CDEC, 2006)):

3.3.3 Sistema Interconectado Central (SIC)

El SIC se ubica desde la ciudad de Taltal, en la II Región, hasta la isla grande de Chiloé, en la X Región, y suministra energía eléctrica a más del 92% de la población nacional, siendo el sistema más importante. Este sistema está constituido por 20 empresas de generación, 4 de transmisión y 31 de distribución. Durante el año 2005 la demanda máxima del SIC bordeó los 5.763,9 MW, mientras que la generación bruta3 de energía estuvo cercana a los 37.964,5 GWh.

El SIC posee una capacidad instalada de 8.259,8 MW y su parque generador está compuesto en un 60% por centrales hidráulicas de embalse y de pasada, y 40% por centrales termoeléctricas convencionales. El SIC abastece principalmente a clientes regulados, correspondiente al 70% del total.

Tabla N ° 2. Potencia Instalada por Empresa en el SIC

Empresa Termoeléctrica Hidroeléctrica Totales

Arauco Generación S.A. 144,8 0 144,8

AES Gener S.A. 411,5 244,9 656,4

Colbún S.A. 1.122,3 697 1.819,3

Endesa 469 2.097,7 2.566,7

Guacolda S.A. 304 0 304

Pangue S.A. 0 467 467

Pehuenche S.A. 0 623 623

Soc. Eléctrica Santiago S.A. 479 0 479

San Isidro S.A. 370 0 370

Ibener S.A. 0 124 124

Cenelca S.A. 101,3 145 246,3

Soc. Generadora Austral 45,7 0 45,7

Puyehue S.A. 0 39 39

3 Generación bruta de energía es la producida sin descontar los consumos propios de la planta.

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Otras (1) 117,4 250,7 368,1

Subtotales 3.565 4.688,3 8.253,3

Estimación aporte Autoproductores (2) 0 6,5 6,5

Totales 3.565 4.694,8 8.259,8(1) Incluye Pullinque, H.Guardia Vieja, Florida, Carbomet, Sauce Andes, Aconcagua, Energía Verde, Capullo, Petropower Puntilla y Chacabuquito. (2) La potencia aportada por los autoproductores se estimó suponiendo una entrega de energía promedio de ocho horas. Fuente: CDEC, 2006.

3.3.3.1 Centrales eléctricas en el SIC

Actualmente, el Sistema Interconectado Central se encuentra compuesto por centrales hidroeléctricas y centrales termoeléctricas a partir de fuentes energéticas primarias, tales como carbón, petróleo, gas natural y biomasa.

El SIC es un sistema hidrotérmico compuesto por centrales hidráulicas de pasada y embalse, y centrales térmicas. Las principales centrales térmicas que lo componen son las centrales a base de carbón y carbón/coke, centrales de ciclo combinado y ciclo abierto con gas natural/petróleo, centrales a vapor con petróleo y centrales a biomasa. La participación de cada tipo de combustible en la matriz energética de este sistema se muestra a continuación:

Gráfico N ° 1. Participación por cada tipo de combustible en la generación

Potencia instalada según tipo de combustible

10,14%

6,40%

26,41%

0,21%15,76%

41,08%

CarbónPetróleoGasOtrosPasadaEmsalse

Fuente: Elaboración propia a partir de CDEC, 2006.

El funcionamiento de las centrales hidroeléctricas se basa en el aprovechamiento de energía hidráulica, que permite el movimiento de una o varias turbinas conectadas a un generador eléctrico. Estas centrales son clasificadas según su capacidad de regulación o volumen útil de embalse, y pueden ser centrales de pasada (que no tienen capacidad de embalse), centrales de embalse con regulación diaria, centrales de embalse con regulación estacional, o centrales de embalse con regulación interanual.

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Las centrales termoeléctricas funcionan transformando la energía calórica de los combustibles, generalmente petróleo, carbón o gas natural, en energía eléctrica. En el caso de las térmicas convencionales (generalmente a carbón y petróleo), el movimiento de las turbinas que permiten el funcionamiento del generador es producido por un flujo de vapor a presión que es obtenido a partir de agua y del calor, proveniente de algún generador de vapor o caldera. En las de ciclo combinado, que también es una central térmica, se utiliza la energía del combustible (frecuentemente gas natural) en dos etapas del proceso de generación de electricidad. En un primer ciclo, se quema el combustible al interior de una cámara de combustión, y los gases de la combustión permiten generar electricidad en un generador acoplado a la turbina. Luego, en un segundo ciclo, los gases quemados aún calientes, por medio de una caldera recuperadora de calor transforman agua en vapor de alta presión y alta temperatura, generando energía eléctrica mediante una turbina a vapor y otro generador.

3.3.3.2 Plantas termoeléctricas a partir de biomasa

En el SIC existen dos empresas que poseen centrales a partir de biomasa, una es Energía Verde S.A., filial de AES Gener, que se dedica a generar electricidad y vapor para suministrar a industrias forestales, tales como Arauco Aserraderos, CMPC maderas, y entregar los excedentes de potencia al SIC (Energía Verde, 2004).

Además está la empresa Arauco Generación S.A. perteneciente al Grupo Arauco propietaria de bosques, plantas de celulosa, tableros y aserraderos. En estos complejos industriales poseen calderas recuperadoras de licor negro, residuo líquido proveniente del blanqueado de la celulosa, para suministrar energía a sus procesos y los excedentes entregarlos a la red. También poseen calderas que utilizan los desechos forestales de las plantas de tableros y aserraderos, tales como aserrín, viruta y corteza, para la autogeneración de vapor y electricidad e inyectar los excedentes al SIC.

Los costos de combustibles de estas centrales térmicas a partir de biomasa son los que se muestran en la siguiente tabla:

Tabla N ° 3. Costos de combustibles de centrales térmicas a biomasa

Central Potencia neta (MW)

Entrada en Operación Tipo de combustible

Unidades de

consumo específico

Consumo específico

Unidades de costo de

combustible

Costo de Combustible

Costo variable no combustible

(US$/MWh)

Costo variable

(US$/MWh)

Arauco 1 6,8 - Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 - 1,0 (US$/MWh) 52,1 0,0 52,1Arauco 2 2,9 - Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 - 1,0 (US$/MWh) 56,1 0,0 56,1Arauco 3 4,8 - Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 - 1,0 (US$/MWh) 170,0 0,0 170,0Celco 1 3,0 - Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 - 1,0 (US$/MWh) 0,0 0,0 0,0Celco 2 2,0 - Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 - 1,0 (US$/MWh) 5,4 0,0 5,4Celco 3 2,0 - Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 - 1,0 (US$/MWh) 8,0 0,0 8,0Celco 4 2,0 - Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 - 1,0 (US$/MWh) 22,0 0,0 22,0Celco 5 3,0 - Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 - 1,0 (US$/MWh) 33,0 0,0 33,0Celco 6 3,0 - Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 - 1,0 (US$/MWh) 165,0 0,0 165,0Licantén 0 2,0 - Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 - 1,0 (US$/MWh) 22,0 0,0 22,0Licantén 1 3,5 - Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 - 1,0 (US$/MWh) 135,0 0,0 135,0Nueva Aldea 1 14,0 - Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 - 1,0 (US$/MWh) 14,0 0,0 14,0Valdivia 1 5,8 - Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 - 1,0 (US$/MWh) 0,0 0,0 0,0Valdivia 2 7,7 - Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 - 1,0 (US$/MWh) 6,0 0,0 6,0Valdivia 3 8,7 - Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 - 1,0 (US$/MWh) 47,0 0,0 47,0Valdivia 4 36,7 - Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 - 1,0 (US$/MWh) 88,0 0,0 88,0Valdivia 5 12,0 - Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 - 1,0 (US$/MWh) 64,0 0,0 64,0Valdivia 6 19,0 - Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 - 1,0 (US$/MWh) 84,0 0,0 84,0Cholguán 0 9,0 - Biomasa-Petróleo N°6 - 1,0 (US$/MWh) 9,9 0,0 9,9Cholguán 1 4,0 - Biomasa-Petróleo N°6 - 1,0 (US$/MWh) 57,2 0,0 57,2Constitución 7,0 - Desechos Forestales - 1,0 (US$/MWh) 0,0 0,0 0,0Laja 7,0 - Desechos Forestales - 1,0 (US$/MWh) 0,0 0,0 0,0Nueva Aldea 3A 6,0 MesJun-2006 Licor Negro-Petróleo N°6 - 1,0 (US$/MWh) 0,0 0,0 0,0Nueva Aldea 3B 14,0 MesJun-2006 Licor Negro-Petróleo N°6 - 1,0 (US$/MWh) 14,0 0,0 14,0 Fuente: CNE, 2006b.

La potencia instalada en el SIC a partir de desechos de la industria forestal, se muestra a continuación (actualizada a Julio del 2006):

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Tabla N ° 4. Potencia Instalada en el SIC a partir de biomasa

Laja E. VERDE S.A. 1995 vapor-des.forest. 1 8,7Constitución E. VERDE S.A. 1995 vapor-des.forest. 1 8,7Arauco ARAUCO GENERACION S.A. 1996 vapor-licor negro 5 33,0Celco ARAUCO GENERACION S.A. 1996 vapor-licor negro 2 20,0Cholguán ARAUCO GENERACION S.A. 2003 vapor-des.forest. 1 9,0Valdivia ARAUCO GENERACION S.A. 2004 vapor-des.forest. 1 61,0Licantén ARAUCO GENERACION S.A. 2004 vapor-des.forest. 1 5,5Nueva Aldea I ARAUCO GENERACION S.A. 2005 vapor-des.forest. 1 13,0Nueva Aldea III CENELCA 2006 vapor-licor negro 1 20

14 178,9Total

Nº Unidades Potencia Total MWNombre Central Propietario Año Puesta en

servicio Tipo de turbina

Fuente: CNE, 2006a.

La participación de potencia instalada a partir de biomasa en el SIC alcanza al 1,9% del total, siendo la principal energía renovable presente en este sistema eléctrico junto con las minihidráulicas (menores de 20 MW).

3.3.3.3 Generación en el SIC

Las magnitudes de la generación neta en el año 2005 bordearon los 37.409,9 GWh, con un crecimiento en relación al año anterior de un 4,8%. La generación hidroeléctrica representó el 67% de la producción bruta, mientras que la generación termoeléctrica alcanzó el 33%.

El crecimiento a mediano plazo de la demanda se prevé en 6,5% lo que implica agregar 300 a 400 MW de base anualmente. Este crecimiento implica duplicar en 10 años la potencia instalada (Calderón, 2006).

Antes del masivo ingreso del gas natural argentino, la matriz energética se basaba en centrales hidráulicas y centrales térmicas a carbón. No obstante, a partir del año 1998, después de grandes inversiones en gasoductos para transportar el gas natural desde Argentina a Chile, se produjo un cambio de la oferta en el SIC con la mayor participación del gas natural, lo que aumentó la seguridad y disminuyó fuertemente los costos de operación del sistema como se observa en el gráfico N° 2.

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Gráfico N ° 2

Fuente: Calderón, 2006.

La generación de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Central es coordinada, planificada y programada por el CDEC-SIC (Centro de Despacho Económico de Carga). Este organismo debe asegurar la operación del sistema a costo mínimo, garantizando al mismo tiempo la calidad del servicio. Esto significa que las empresas generadoras integrantes del CDEC-SIC deben estar en condiciones de satisfacer cada año la demanda de energía, considerando para tal efecto condiciones de hidrología seca para las centrales hidroeléctricas, y una disponibilidad promedio en sus unidades térmicas.

El SIC opera con un criterio marginalista, por lo cual la demanda es abastecida por el despacho de energía de las centrales en estricto “orden de mérito” de menor a mayor costo marginal de generación hasta satisfacer la demanda instantánea existente. En consecuencia, las primeras en entrar son las centrales de pasada, es decir, entran “en base”, por lo que inyectan toda la energía que generan al sistema, pues poseen el menor costo debido a su incapacidad de embalsar agua.

Si las centrales de pasada no alcanzan a satisfacer la demanda, entran en funcionamiento las centrales hidráulicas de embalse y las centrales térmicas. La generación de las centrales térmicas dependerá de la cantidad de energía generada por los embalses y esto es según el año hidrológico y la demanda.

Las centrales termoeléctricas a partir de biomasa son las primeras térmicas en entrar, también “en base”, debido a que su materia prima se les considera con costo cero y a que su biomasa proviene de los desechos propios producidos en la industria forestal, para el autoabastecimiento de energía y la entrega de los excedentes al SIC. Las siguientes en entrar son las centrales termoeléctricas más eficientes, en este caso las de ciclo combinado a gas natural y las centrales a carbón/coke, y algunas a petróleo.

A continuación entran, igualmente “en base”, las centrales de embalse aunque poseen menor costo que las térmicas eficientes se consideran que entran posteriormente a la capacidad cubierta por térmicas eficientes, pues toman la decisión dependiendo del año hidrológico, demanda y su costo de oportunidad equivalente al costo esperado de la

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energía para determinar la cantidad de energía que generan. Finalmente entran las centrales térmicas ineficientes hasta satisfacer la demanda eléctrica, de acuerdo al mismo criterio de menor costo marginal de generación.

3.3.4 Política de tarificación y precios 3.3.4.1 Mercados eléctricos

En Chile, la Ley General de Servicios Eléctricos, permite que cualquier persona o sociedad pueda construir y operar una compañía generadora de electricidad, siempre que cumpla con la normativa legal y ambiental vigente.

Las compañías generadoras obtienen ingresos a partir de la venta de dos productos eléctricos independientes constituidos por el nivel de generación de energía y potencia. La energía corresponde a los MWh efectivamente inyectados al sistema por los equipos de generación, mientras que la potencia es una medida del aporte que un generador entrega al sistema en situaciones de exigencia, es decir, en condiciones donde la capacidad disponible se encuentra ajustada a la demanda o bien existe una alta probabilidad de pérdida de carga.

Las empresas generadoras pueden comercializar y comprar energía y potencia en tres mercados diferentes (Jiménez, 2004):

- Mercado de clientes libres: en este mercado, la venta de energía y potencia es por contrato, y ambos precios se establecen directamente entre la generadora y el cliente. El Mercado de Clientes Libres sólo se aplica a clientes que tengan un consumo superior a los 2 MW (a partir del período 2005-2006, los clientes que tengan un consumo entre los 0,5-2 MW podrán optar a ser clientes libres), pues se supone que existe capacidad negociadora por parte del cliente y la posibilidad de autogeneración.

- Mercado regulado: este mercado está compuesto por todas las empresas de distribución que compran energía eléctrica y potencia a las compañías de generación. Estas transacciones se valorizan a precios nudo, los cuales son fijados por el Ministerio de Economía cada seis meses.

- Mercado de transferencia a precio spot: en este mercado las empresas generadoras se transfieren energía y potencia entre sí. Las compañías generadoras que tienen costos superiores a los costos marginales del sistema eléctrico se ven imposibilitadas para operar, y en caso de tener contratos de abastecimientos con grandes clientes se ven en la obligación de comprar energía y potencia a compañías generadoras cuyos costos les permiten funcionar. Estas transacciones se realizan a precios spot calculados por el CDEC. La participación es obligatoria del 100% de la energía transada, tanto de la energía del mercado de clientes libres y regulado.

3.3.4.2 Precios de la energía

El precio de la energía depende del mercado donde se transe y se valoran según los siguientes precios (Jiménez, 2004):

- Precio spot o costo marginal instantáneo: corresponde al costo marginal de generación de la central que aportó la última unidad energética necesaria para satisfacer el consumo. De esta forma, como las centrales van entrando al

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sistema de menor a mayor costo marginal, entonces la última unidad energética en aportar es la central en operación de costo marginal mayor. En términos generales, el cálculo de los precios spot se realiza para cada hora del día, por el CDEC respectivo, a través de un seguimiento de los costos marginales de la última central que entra al sistema.

- Precio nudo o regulado: corresponde al promedio de los costos marginales de generación, proyectados para los siguientes 24 a 48 meses. El precio nudo se establece mediante una banda de precios que es determinada por el precio promedio de los contratos negociados entre las compañías generadoras y los clientes libres. El ancho de esta banda no puede superar el 10% de dicho precio. Los precios nudo son fijados en Abril y Octubre de cada año por el Ministerio de Economía, a partir de un informe técnico entregado por la CNE, para todas las subestaciones de generación-transporte donde se efectúe el suministro.

- Precios libres: son aquellos acordados libremente entre una determinada compañía generadora y un cliente libre de acuerdo a las condiciones de mercado presentes al momento de negociar.

3.3.4.3 Precios de la potencia

Para las transferencias de potencia en el SIC se utilizan los siguientes precios (Jiménez, 2004):

- Precio básico de la potencia: corresponde al costo marginal anual de incrementar la capacidad instalada del SIC mediante el desarrollo de unidades generadoras con turbinas a gas. Este incremento debe ser igual al mínimo sobre-equipamiento en capacidad de generación que permite establecer la potencia de punta con un grado de seguridad que garantice el cumplimiento de los estándares de calidad del servicio. Se justifica por la aplicación de la teoría marginalista en el sector eléctrico nacional.

- Precios libres: son aquellos acordados libremente entre una determinada compañía generadora y un cliente libre de acuerdo a las condiciones de mercado presentes al momento de negociar.

3.3.5 Proyecciones de la oferta

La Comisión Nacional de Energía (CNE) es la encargada de la planificación para el desarrollo del SIC y con la obligación de establecer un plan de obras de generación y transmisión, a partir de la previsión de las demandas de energía y potencia de punta en el sistema.

En el informe técnico de fijación de precios de nudo, publicado en Abril y Octubre de cada año, se presenta el plan de obras, el cual debe minimizar el costo total actualizado de inversión, operación y racionamiento de la generación de energía eléctrica en el SIC en un horizonte de 10 años. A partir de este plan de obras, que sólo es indicativo, se utiliza para la modelación del sistema y por lo tanto para el cálculo de los precios nudo.

A partir del plan de obras del informe de precio nudo de Abril del 2006 se puede observar que la matriz energética ya no se basa en el gas natural argentino, sino en centrales térmicas a carbón y fuentes energéticas renovables no convencionales, además del desarrollo de proyectos hidráulicos, pero que son a largo plazo.

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Actualmente, es necesario que el aumento de la capacidad instalada sea cubierto en forma diversificada con distintas fuentes energéticas, para así evitar quedar expuesto a las oscilaciones del gas natural y precios del petróleo. En este sentido, el precio nudo ha sido determinante en el ritmo de inversiones en generación.

Debido al lento ritmo de inversiones de nuevos proyectos de generación, el margen de reserva al año 2009 será muy bajo, generando una situación riesgosa para el SIC (Inostroza, 2006).

Las alternativas de desarrollo de la capacidad instalada deberán ser con proyectos hidráulicos que aprovechen los recursos hídricos en la zona centro sur y austral de Chile. Además con centrales a carbón, pero que requieren estabilidad de los precios a largo plazo para justificar su inversión. Otra opción para abastecer y diversificar la matriz del SIC en el largo plazo son las fuentes de energías renovables no convencionales pero no como fuentes masivas, pues ninguna tiene un nivel de desarrollo que se los permita (Calderón, 2006).

Las alternativas para aumentar la oferta en el SIC en el corto y mediano plazo son los proyectos en construcción del tipo hidráulico y turbinas a gas con diesel, y las centrales de ciclo combinado que se modifiquen para funcionar con diesel (Calderón, 2006).

En el mediano y largo plazo se tendrán que desarrollar proyectos con fuentes masivas, que sean económicamente competitivas y ambientalmente factibles, es decir, proyectos hidráulicos y termoeléctricos a base de carbón y gas natural, argentino u otro país, o gas natural licuado dependiendo de la seguridad del suministro y su precio (Calderón, 2006).

3.3.6 Ventas en el SIC

Durante el período de 1985 y 2005 la venta de energía en el SIC ha sido con un crecimiento sostenido, es así que en 1985 la venta real de energía bordeaba los 9.705 GWh y en el año 2005 los 34.602 GWh, significando un crecimiento acumulado de un 269,9% (CDEC, 2006).

Durante el período 1985-2005 la tasa promedio de crecimiento anual fue de un 6,8% con un máximo de 10,6% en 1992. En los años 1989, 1990 y 1999 debido a sequías y durante los años 2002 y 2005 se observaron los crecimientos más bajos (CDEC, 2006).

En el año 2005 la demanda máxima fue del orden de 5.763,9 MW y la demanda mínima 2.553,5 MW. La evolución de la demanda mínima y máxima también ha presentado un crecimiento sostenido con una tasa de 5,8% para la demanda máxima y 7,9% para la demanda mínima en el período 1995-2005 (CDEC, 2006).

3.4 GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA CON BIOMASA

En la transformación de biomasa en energía existen distintas tecnologías para la generación de energía eléctrica, en las que se pueden distinguir las tecnologías de transformación biológica, química y termoquímica. En las tecnologías biológicas están las que utilizan la acción microbiológica para la conversión de la biomasa en biocombustible, estas son la digestión anaeróbica para la producción de biogás y la fermentación para bioetanol, generalmente a partir de caña de azúcar, remolacha y maíz. Por otro lado, en las tecnologías de transformación químicas está la transesterificación que es utilizada para la producción de biodiesel, por ejemplo, a partir de raps. Por último, está la transformación termoquímica la que involucra calor en la conversión de la biomasa, principalmente se consideran la pirólisis para obtener bioaceites, la gasificación para la

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producción de gas combustible, y la combustión directa para la generación de calor para ser empleado en una caldera de vapor.

La pirólisis se define como la descomposición térmica en la ausencia de oxígeno que ocurre a alta temperatura. Este proceso es siempre la primera etapa en los procesos de combustión y gasificación seguidos de la oxidación de los productos primarios. En los últimos años, se han concentrado los esfuerzos en la producción de aceites por medio de pirólisis, debido a que son más fáciles de manejar y poseen una densidad energética mayor que la biomasa sólida (EUREC Agency, 2002).

La gasificación es el proceso termoquímico de convertir la parte orgánica de la biomasa sólida a altas temperaturas en una mezcla de gases combustibles, es decir, transformar un combustible sólido en uno gaseoso a través de un proceso endotérmico. Dicho de otra forma, la gasificación es un modo de pirólisis pero realizado con más aire y a altas temperaturas con el objetivo de optimizar la producción de gas (EUREC Agency, 2002).

Finalmente, la combustión directa es la descomposición térmica de la biomasa para la liberación de energía térmica. Esta es la tecnología considerada para el desarrollo del proyecto que se detalla en el siguiente punto. El principal beneficio de esta tecnología, en comparación a las otras tecnologías termoquímicas, es que se encuentra comercialmente disponible y fácilmente integrable a infraestructura existente. Dentro de esta tecnología, existen dos tipos de calderas que comúnmente son utilizadas para la combustión de biomasa, las calderas con lecho fijo y lecho fluidizado (VTT Processes, 2004).

3.4.1 Combustión de la madera

El propósito de una transformación termoquímica de combustibles de origen biológico es la preparación de energía térmica a través de una transformación química, que debe ocurrir con una oxidación, en lo posible completa, generando productos en forma gaseosa y restos minerales (cenizas).

La biomasa que ingresa a una cámara de combustión se transforma en energía en un proceso con diferentes etapas. En primer lugar la combustión se inicia con el secado entre los 100 y 150°C donde se libera el agua libre. Después de la liberación del agua libre comienza a aumentar la temperatura, por consiguiente a evaporarse el agua constituyente de las paredes celulares de la madera. La pirólisis se presenta entre los 160 a 180°C, es decir, la destrucción térmica que comprende en primer lugar a la lignina, el componente fundamental de la madera junto a la celulosa y hemicelulosa, y otros carbohidratos menos importantes. En la medida que la temperatura aumenta se incrementan las reacciones de descomposición lo que genera moléculas menores. A partir de los 250°C se pasa de un proceso endotérmico a uno exotérmico, pues la descomposición es muy alta y genera más energía de la que el proceso necesita. Desde esta etapa hasta los 600°C, las reacciones de la pirólisis no son controlables. En este punto la madera está seca y ha perdido el 85% de su masa en forma de vapor de agua, dióxido de carbono y compuestos en forma de gases combustibles quedando un carbón con alto contenido calórico (Marutzky et al., 1999).

Durante la pirólisis se libera aproximadamente el 70% del poder calorífico de la madera y el gas producido en esta etapa está compuesto de monóxido de carbono, muchas uniones orgánicas e hidrógeno que reaccionan fácilmente con el aire, oxidándose y generando dióxido de carbono y agua, liberando gran cantidad de energía. Si se altera el proceso de combustión en esta etapa, por ejemplo, adicionando combustible verde, pues existe una demanda del sistema de combustión, este producirá un gas de olor muy intenso y rico en

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elementos indeseables, además se originaran compuestos como alquitrán que pueden perjudicar a la cámara de combustión. Para un caso ideal los gases combustibles producto de la oxidación de carbono y de hidrógeno se obtienen H2O y CO2. No obstante, es difícil alcanzar en la práctica una combustión completa (Marutzky et al., 1999).

En la llama se producen reacciones de átomos y moléculas que poseen electrones sin parear, denominados radicales. En esta etapa se requiere gran cantidad de oxígeno para la mezcla con los gases combustibles. La cantidad de oxígeno requerido para una combustión se puede determinar en forma estequiométrica (Marutzky et al., 1999):

C1H1,4O0,66 + 1,04 O2 CO2 + 0,7 H2O + Energía

A partir de la ecuación anterior se calcula que se requieren 1,39 kilogramos de oxígeno para quemar un kilogramo de madera seca a un 0% de humedad y corresponde a 0,97 metros cúbicos de oxígeno a presión normal y a una temperatura de 0°C. Si el aire contiene un 21% de oxígeno para quemar un kilogramo de madera se requieren 4,62 metros cúbicos de aire. Sin embargo, en la práctica la combustión siempre requerirá más oxígeno, lo que producirá una pérdida de energía (Marutzky et al., 1999).

El producto final de gasificación de la madera y otras biomasas es el carbón, que se quema a temperaturas mayores a 600°C y ocurre sin generar llamas. La oxidación de la madera se genera sin la presencia de llamas y produce el 30% del poder calorífico de la madera. Posteriormente a esta etapa quedan las cenizas que corresponden a un 0,5 a 1% de la madera. Es importante mencionar que existe una gran diferencia entre la combustión de la madera y el carbón, pues este último es una sustancia porosa que está compuesto en un 90% de carbono, por lo cual se combustiona en forma menos intensa que los gases de la madera. Las reacciones del carbón son las siguientes (Marutzky et al., 1999):

2 C + O2 2 CO

2 CO + O2 2 CO2

CO2 + C 2 CO

El monóxido de carbono y numerosos compuestos orgánicos son los productos intermedios de la gasificación y procesos de la combustión. Una combustión incompleta genera una alta emisión de CO. Sin embargo, en los gases de salida aparecen otros compuestos de carbono, principalmente compuestos con uniones C1- C2- y C6- que se originan en la parte de la llama donde el aporte de oxígeno fue insuficiente. El compuesto más común con un carbono es el metano y en el caso con dos carbonos son etano, eteno, etino y etanal. Además, el compuesto C6 que más aparece, es el benzol. En el proceso de combustión de la madera, es importante mantener baja la concentración de emisiones de carbono, pues estos productos son los responsables del olor de los gases y de su toxicidad (Marutzky et al., 1999).

Para una buena combustión se requiere de principalmente de una alta temperatura de combustión cercana a los 800°C, un tiempo de residencia a esa temperatura de a lo menos dos segundos y el ingreso suficiente de aire primario y secundario (Marutzky et al., 1999).

También existen emisiones de nitrógeno que pueden ser minimizadas con un buen proceso de combustión, sin embargo nunca pueden ser evitados pues la madera contiene

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nitrógeno. Los compuestos NOx se pueden formar de tres maneras NOx térmico, NOx químico y NOx prompt. Los compuestos NOx térmico se generan con temperaturas sobre los 1.300°C. Los NOx químico se producen inevitablemente en la combustión, pues la madera contiene nitrógeno pero en bajas cantidades, y estas se incrementan con el aumento de la temperatura pero no tanto como los NOx térmico. Por último, los NOx prompt se refiere a radicales de hidrocarbonatos que reaccionan con el N2 del aire, sin embargo no son muy significativas en la combustión. La quema de residuos de madera con la presencia de adhesivos es específicamente compleja en relación a las emisiones de nitrógeno. En general, la corteza presenta emisiones de derivados del nitrógeno más altas que la madera, debido a su mayor contenido de nitrógeno (Marutzky et al., 1999).

Además, existen emisiones que se producen de derivados del azufre (SO2, SO3) y gases derivados de halógenos (HCL, HF), que sólo se forman cuando el combustible tiene derivados de esos compuestos. La madera natural posee bajos contenidos de derivados de halógenos, a diferencia de las maderas tratadas con baños de antimancha (Marutzky et al., 1999).

3.4.2 Ciclo de vapor

La principal alternativa de transformación de la biomasa forestal en energía eléctrica es a través de la combustión de la biomasa en una caldera a vapor, transfiriendo la energía térmica al agua, con el objeto de producir vapor que circula dentro de una turbina donde por expansión de éste a alta presión se genera el trabajo mecánico que es transformado en energía eléctrica por medio de un generador.

Para la compresión de los ciclos termodinámicos involucrados en este proceso se explican brevemente los conceptos de entropía y entalpía:

Entropía (s): se puede definir como la magnitud física que mide la parte de la energía que no puede utilizarse para producir trabajo, la cual representa una medida del desorden molecular que se incrementa con cualquier aumento de calor. En el caso del vapor, es la parte de la energía del sistema que no puede ser utilizada en la generación de electricidad, sin embargo, esta energía no se pierde.

Entalpía (h): se puede definir como la cantidad de energía de un sistema termodinámico que éste puede intercambiar con su entorno, que sólo depende de su estado inicial y final. Esta se define como la suma de la energía interna de un sistema termodinámico y el producto de la presión y volumen.

El diagrama h-s, también llamado Diagrama de Mollier, representa en un gráfico la entalpía y entropía, calculadas a temperaturas y presiones constantes, que por ejemplo, si se analiza el flujo estable de vapor por una turbina adiabática4, entonces la distancia en el eje de h entre los estados inicial y final, es el trabajo a la salida de la turbina, y la distancia en el eje s es una medida de las irreversibilidades5 asociadas con el proceso.

4 Adiabático: proceso que no presenta transferencia de calor entre el sistema y su entorno.

5 Irreversible: proceso que posee fenómenos disipativos (la energía se degrada en calor) y no cuasiestáticos (cuasiestático es una sucesión de estados de equilibrio). Se puede considerar como el potencial desperdiciado de trabajo o la oportunidad perdida de hacer trabajo.

24

3.4.2.1 Ciclo de Carnot

Generalmente el fluido utilizado en los ciclos de potencia es el agua, pues puede estar en estado líquido y gaseoso con pequeños cambios de temperatura y presión, además es un recurso abundante y de bajo costo, pues sólo necesita tratamientos químicos (ablandamiento, desgasificación, desionización) (Córdova, 2006a).

El ciclo de Carnot representa el ciclo más eficiente al operar entre dos niveles de temperaturas, no obstante, se considera un ciclo ideal teórico para las plantas de energía a vapor, pues por razones prácticas su realización es imposible (Çengel et al., 2003).

Si se considera al agua dentro de la curva de saturación (zona de líquido-vapor) como flujo estable, el ciclo Carnot se describe como sigue: el agua se calienta en forma reversible e isotérmica (a temperatura constante) en una caldera en el proceso 1-2, luego en el proceso 2-3, este tiene una expansión isentrópica (a entropía constante) en una turbina, donde el agua se condensa en forma reversible e isotérmica en un condensador en el proceso 3-4 y se comprime de manera isentrópica mediante un compresor hasta su estado inicial en el proceso 4-1 (Çengel et al., 2003).

1S

Figura N ° 1. Diagrama T- s para ciclo de vapor Carnot.

Las razones que hacen muy difícil la realización de este ciclo son la expansión isentrópica (proceso 2-3), que puede lograrse con un buen diseño de la turbina, no obstante, el vapor en esta fase disminuye en forma considerable su calidad, es decir, aumenta el contenido de humedad lo cual produce erosión en los alabes de la turbina haciendo muy difícil su utilización en ésta. Por tal motivo, las plantas de energía deben funcionar imperativamente con vapor que contenga bajo contenido de humedad. Otra razón es la compresión isentrópica (proceso 4-1) de una mezcla de líquido-vapor hasta un líquido saturado, pues no es fácil controlar el proceso de condensación de manera tan precisa como para finalizar con la calidad deseada en el estado 4 y la dificultad de diseñar un compresor que maneje dos fases (Çengel et al., 2003).

3.4.2.2 Ciclo de Rankine

Este ciclo elimina los aspectos imprácticos del ciclo de Carnot a través del sobrecalentamiento del vapor en la caldera y la condensación completa en un condensador. El ciclo de Rankine se compone de cuatro procesos (figura N° 2 y 3), en primer lugar en el proceso 1-2 la compresión isentrópica en una bomba, la adición de calor a presión constante en una caldera en el proceso 2-3, la expansión isentrópica en

s

2S

4S

3S

T

25

una turbina en el proceso 3-4 y por último, en el proceso 4-1 el rechazo de calor a presión constante en un condensador (Çengel et al., 2003).

El ciclo de una planta de energía se describe, en primer lugar el agua entra a la bomba en el estado 1 como líquido saturado y se le aplica una compresión isentrópica hasta la presión de operación de la caldera. La temperatura del agua aumenta un poco durante este proceso de compresión isentrópica, debido a una ligera disminución en el volumen específico del agua. El proceso 1-2 se exagera en la figura N° 3 para mayor claridad (Çengel et al., 2003).

En segundo lugar, el agua entra a la caldera como un líquido comprimido en el estado 2 y sale como vapor sobrecalentado en el estado 3. La caldera es un gran intercambiador de calor donde el calor que se origina en los gases de combustión, reactores nucleares u otras fuentes se transfiere al agua a presión constante (Çengel et al., 2003).

En tercer lugar, el vapor sobrecalentado en el estado 3, entra a la turbina donde se expande isentrópicamente (no obstante en el ciclo real existe un aumento de entropía) y produce trabajo al hacer girar el eje conectado a un generador eléctrico. La presión y la temperatura del vapor disminuyen durante este proceso hasta los valores del estado 4, donde el vapor entra al condensador. En este estado, el vapor suele ser una mezcla saturada líquido-vapor de alta calidad. Por último, el vapor se condensa a presión constante en el condensador, que es un intercambiador de calor, que rechaza calor hacia un medio de enfriamiento como un río o la atmósfera. El vapor abandona el condensador como líquido saturado y entra a la bomba, completando el ciclo (Çengel et al., 2003).

CalderaTurbina

BombaAlimentación Condensador

Agua

Vapor

G

12

3

4

CalderaTurbina

BombaAlimentación Condensador

Agua

Vapor

G

12

3

4

Figura N ° 2. Esquema de ciclo de Rankine.

26

T

3

2

1 4

s

Figura N ° 3. Diagrama T- s para ciclo de Rankine.

Una alternativa para mejorar la eficiencia del ciclo de Rankine es el recalentamiento del vapor, pues de esta forma se disminuye la humedad del vapor en la turbina. El ciclo de Rankine con recalentamiento difiere del ciclo Rankine normal, en que el proceso de expansión de la turbina se realiza en dos etapas con un recalentamiento intermedio (figura N° 4 y 5). En la primera etapa, la turbina de alta presión (proceso 3-4), el vapor se expande isentrópicamente hasta una presión intermedia y se regresa a la caldera donde se recalienta a presión constante (proceso 4-5), lo más común es que sea hasta la temperatura de entrada al inicio de la turbina. Posteriormente el vapor se expande isentrópicamente en la segunda etapa, en la turbina de baja presión, hasta la presión del condensador (proceso 5-6) (Çengel et al., 2003).

Caldera Turbina

BombaAlimentación

Condensador

Agua

Vapor

G

12

3

4

Recalentador5 6

Caldera Turbina

BombaAlimentación

Condensador

Agua

Vapor

G

12

3

4

Recalentador5 6

Figura N ° 4. Esquema de ciclo de Rankine con recalentamiento.

27

T

3 5

Figura N ° 5. Diagrama T- s para ciclo de Rankine con recalentamiento.

3.4.3 Alternativas tecnológicas de generación con combustión directa a partir de biomasa forestal

En los sistemas de combustión para biomasa forestal se pueden distinguir tres tecnologías: sistema de combustión de lecho fijo, lecho fluidizado y polvo (Ver Anexo N° 3).

3.4.3.1 Tecnología de combustión de lecho fijo

En estos sistemas de combustión están los sistemas de parrillas y “underfeed stokers”. En la tecnología de lecho fijo el secado, gasificación y combustión del carbón se producen por el paso de aire primario a través del lecho. Usualmente, los gases combustibles generados se combustionan en una zona separada del lecho fijo con el aporte de aire secundario (Van Loo, 2003).

Según la dirección del flujo del combustible y del gas de combustión existen varios sistemas de parrilla para plantas de combustión. Estos sistemas de parrilla son de flujo contra-corriente donde la llama va en la dirección opuesta al combustible, de flujo co-corriente donde la llama va en la misma dirección al combustible, y de flujo cruzado donde el gas de combustión es extraído en la mitad de la cámara de combustión (Van Loo, 2003).

Además, existen diferentes tecnologías con sistema de parrilla, tales como parrilla fija, móvil, viajera, rotatoria y vibrante. Estas distintas tecnologías poseen ventajas y desventajas dependiendo de las propiedades del combustible, por lo cual es necesario una cuidadosa planificación y selección del sistema (Van Loo, 2003).

Los sistemas de parrilla fija sólo son usados en aplicaciones a pequeña escala. En estos sistemas el transporte del material combustible es por medio de un alimentador y gravedad por la inclinación de la parrilla. Esta tecnología ya no es aplicada en las plantas modernas, debido a que no permite controlar el transporte y distribución del combustible en la parrilla (Van Loo, 2003).

En el caso de los sistemas de parrilla móvil existen los inclinados y horizontales. Los sistemas de parrilla móvil inclinados están compuestos usualmente por filas de barras fijas y móviles inclinadas que se van moviendo en forma horizontal hacia delante y atrás en secciones móviles donde es transportado el combustible. De esta forma, se mezclan las partículas combustibles quemadas y no quemadas, se renueva la superficie del lecho de

s

1

2 4

6

28

combustible y se logra una mejor distribución del material combustible en la superficie de la parrilla, que es muy importante para una inyección de aire primario homogéneo sobre el lecho del combustible. En este tipo de parrillas se pueden combustionar una amplia variedad de biocombustibles es así que cuando se utiliza aire primario para enfriar la parrilla es muy adecuado para astillas, aserrín y corteza húmeda. En el caso que el enfriamiento sea con agua, en este sistema son recomendados para biocombustibles secos o con baja temperatura de sinterización de las cenizas. Todo el sistema de operación es automático y las cenizas son removidas en la parte inferior de la parrilla, tanto en forma seca como húmeda (Van Loo, 2003).

En cambio, los sistemas de parrillas móviles horizontales poseen un lecho de combustible totalmente horizontal lo cual se logra por el posicionamiento de las barras en forma diagonal. Las ventajas de esta tecnología son la ausencia de movimientos no controlados por gravedad del material combustible, y sólo funciona con alimentación por movimientos del combustible que produce una distribución homogénea del combustible en la superficie de la parrilla e impide la formación de escoria producto de puntos de mayor temperatura. La mayor ventaja de este sistema es que la altura total de la cámara de combustión puede reducirse. Para evitar la caída de partículas combustibles y cenizas de las barras de la parrilla, se debería cargar en forma anticipada, debido a que no hay espacio entre las barras por donde pueda caer el material (Van Loo, 2003).

Los sistemas de parrilla viajera están construidos con barras en una correa transportadora como en las escaleras mecánicas dentro de la cámara de combustión. El material combustible es alimentado en una de las puntas de la parrilla por medio de un tornillo sin fin o distribuido sobre la parrilla a través de la inyección de alimentadores que esparcen el material combustible. Al contrario de la parrilla móvil donde el combustible se mueve sobre la parrilla, en la parrilla viajera el lecho de combustible no se mueve, sino que es transportado por la parrilla en la cámara. Las cenizas son removidas en forma automática al final de la parrilla cuando la correa da la vuelta limpiando, tanto las cenizas como suciedades. Cuando esta ya se limpió hay que enfriarla por medio del aire primario para evitar el sobrecalentamiento y fatiga de material. Para la completa combustión del carbón la velocidad de la parrilla se ajusta continuamente (Van Loo, 2003).

Las ventajas de los sistemas de parrilla viajera es que generan las condiciones uniformes para la combustión de astillas y pellets, y bajos niveles de material particulado debido al lecho estable e inmóvil de pavesas. Además, la mantención o reemplazo de las barras de parrilla son fáciles de realizar. Para que la combustión sea completa, es necesaria una inyección mayor de aire primario que reduce las emisiones de NOx. También la heterogeneidad del combustible genera el peligro de solidificación y distribución desigual en la superficie de la parrilla por la no mezcla del combustible, no obstante puede ser impedido con la utilización de alimentadores que esparcen el material combustible que lo mezcla en el lecho (Van Loo, 2003).

En los sistemas de parrilla rotatoria existen dos tecnologías, parrilla rotatoria de alimentación inferior (“underfeed rotating grate”) y cámara de combustión cónica rotatoria (“rotating cone furnace”). La primera tecnología es un sistema de combustión de biomasa finlandés que utiliza secciones cónicas de parrilla que rotan en direcciones opuestas con inyección de aire primario desde la parte inferior. Debido a esto, los combustibles húmedos se mezclan de buena forma en la combustión, por lo cual este sistema es adecuado para combustibles húmedos, tales como aserrín, corteza y astillas con contenidos de humedad de hasta 65% base verde. En una cámara de combustión horizontal o vertical separada son combustionados los gases combustibles producidos con la adición de aire secundario. La alimentación del combustible se realiza por la parte

29

inferior de la parrilla a través de tornillos sin fin, muy parecido al sistema de “underfeed stokers”, por lo tanto se requieren partículas menores a 50 mm. Las plantas con este sistema de combustión son capaces de combustionar mezclas de combustibles de madera sólida y lodos biológicos (Van Loo, 2003).

La segunda tecnología “rotating cone furnace” consiste básicamente de una parrilla cónica invertida rotatoria. El cono rotatorio forma una parrilla sin fin y retrocargada que posibilita una mezcla adecuada y un encendido rápido de combustibles, con un amplio rango de tamaño de partículas y humedad. Esta tecnología ha sido desarrollada por Alemania, y es utilizada actualmente para la combustión de desechos de madera y carbón. Este tipo de parrilla puede ser utilizada en calderas entre 0,4 a 50 MWth. La descarga del combustible es por la parte superior por medio de una compuerta hermética de dos etapas. La alimentación de aire secundario se realiza tangencialmente y la alta velocidad de la cámara de combustión cilíndrica secundaria, produce un flujo rotatorio que permite una buena mezcla del gas y aire, así como también una separación eficiente de las cenizas volátiles de los gases de la combustión. Las paredes de la cámara de combustión son de acero refrigeradas con agua para asegurar un control de temperatura adecuado en la zona de oxidación y evitar la formación de depósitos de cenizas. (Van Loo, 2003).

Las desventajas de esta tecnología de combustión para biomasa son la limitada experiencia en la utilización de varios tipos de biocombustibles a diferentes cargas, además del desgaste de la parrilla y la cámara. También, la necesidad de utilizar quemadores auxiliares para el encendido, debido a que las paredes son refrigeradas con agua, y la necesidad de paralización periódica del funcionamiento de la cámara, que dependiendo de la cantidad de impurezas que posea el combustible, se realiza en forma automática con una garra que extrae las grandes partículas de cenizas acumuladas en el centro de la cámara (Van Loo, 2003).

Los sistemas de parrilla vibrante consisten en una pared de tubo inclinado y sobresaliente puesto sobre un soporte. El combustible es alimentado a la cámara de combustión por medio de inyectores, tornillos sin fin o alimentadores hidráulicos. Dependiendo del proceso de combustión, dos o más correas vibrantes de combustible y cenizas son requeridas hacia la remoción de cenizas. El aire primario es entregado desde la parte baja del lecho de combustible por medio de agujeros ubicados en las estructuras de las paredes del tubo. Debido a los continuos movimientos de la parrilla vibrante se evita la formación de escoria, por lo cual este tipo de tecnología es aplicada para combustibles que posean tendencia a la sinterización y “slagging6”, tales como rastrojos agrícolas y desechos de madera. Las desventajas de este sistema son la alta emisión de cenizas volátiles provocadas por las vibraciones, la mayor emisión de CO, debido a la continua alteración del lecho de combustible, y la combustión incompleta de las cenizas en la parte inferior por la dificultad del control del transporte del combustible y las cenizas (Van Loo, 2003).

El otro sistema de combustión de lecho fijo importante son los “underfeed stokers” que es una tecnología económica y segura de operar para sistemas de pequeña y mediana escala para calderas de capacidad nominal de hasta 6 MWth. El combustible se alimenta a la cámara de combustión por medio de tornillos sin fin desde abajo y se transporta hacia arriba en una parrilla interna o externa. A través de la parrilla se suministra el aire primario y generalmente se entrega el aire secundario en la cámara de combustión secundaria.

6 Slagging: formación de escoria.

30

Este sistema es adecuado para biomasa con bajo contenido de cenizas, tales como astillas, aserrín y pellets, y partículas de pequeño tamaño hasta 50 mm. Las biomasas que son más ricos en cenizas como corteza, rastrojos y cereales, necesitan un sistema de remoción de cenizas más eficiente. Además, el recubrimiento de la parte superior del lecho de combustible por el derretimiento o sinterizado de partículas de cenizas puede causar problemas, debido a las condiciones inestables de combustión cuando el combustible y aire se abren paso hacia la superficie cubierta por las cenizas (Van Loo, 2003).

Una de las ventajas de este sistema es su buen funcionamiento con carga parcial y su fácil control de carga. Como el suministro de combustible puede ser mejor controlado, los cambios de carga pueden aceptarse más fácil y rápidamente, que en las plantas con sistema de combustión de parrilla (Van Loo, 2003).

3.4.3.2 Tecnología de combustión de lecho fluidizado

Los sistemas de combustión de lecho fluidizado han sido utilizados desde 1960 para la combustión de desechos industriales y municipales, y más de 300 instalaciones comerciales han sido construidas en todo el mundo. En este sistema se pueden distinguir dos tipos de tecnologías lecho fluidizado “bubbling” (BFB, Bubbling Fluidised Bed) y lecho fluidizado circulante (CFB, Circulating Fluidised Bed), (Van Loo, 2003).

El sistema de lecho fluidizado consiste de un compartimiento cilíndrico con una plancha perforada en la parte inferior con un lecho en suspensión de material granular, inerte y caliente, comúnmente de arena de sílice y dolomita. Este material representa el 90-98% de la mezcla del combustible y del material del lecho. En la parte inferior de la cámara de combustión ingresa el aire primario por medio de la plancha de distribución de aire y fluidiza el lecho de manera que se convierta en una masa en ebullición de partículas y burbujas (Van Loo, 2003).

Esta tecnología permite la combustión de la mezcla de distintos combustibles, tales como madera y rastrojos, pero limitado por el tamaño de partícula e impurezas. Para evitar fallas de operación es necesario un pretratamiento del combustible que separe cualquier tipo de impureza de origen metálico. Una de las desventajas de este tipo de tecnología, es la necesidad de sistemas de precipitadores de partículas y limpieza de caldera eficientes por el gran contenido de material particulado de los gases de combustión de la caldera. Además requiere de la reposición de material del lecho en forma periódica por la pérdida con las cenizas (Van Loo, 2003).

Los sistemas de combustión de lecho fluidizado “bubbling” (BFB) empiezan a ser interesantes para calderas de capacidad nominal sobre 20 MWth. En este sistema el material del lecho se ubica en la parte inferior. El tamaño de las partículas recomendado para este tipo de sistema es bajo 80 mm. La alimentación de aire primario que fluidiza el lecho se realiza sobre la abertura de la plancha de distribución. El material del lecho, habitualmente es de arena de sílice de aproximadamente 1 mm de diámetro. En el inicio de la parte superior de la cámara, el aire secundario es inyectado a través de varias entradas agrupadas en forma de aberturas horizontales para asegurar una alimentación de aire en cada etapa, de manera que reduzca las emisiones de NOx. En comparación al lecho fluidizado “bubbling” con carbón, la biomasa no debe ser alimentada sobre el lecho, sino por dentro del conducto inclinado del tanque alimentador del combustible, debido a la mayor reactividad de la biomasa que el carbón. Sólo el 1-2% del material del lecho debe ser calentado en forma interna o externa antes del ingreso del combustible (Van Loo, 2003).

31

La ventaja de este tipo de tecnología es la flexibilidad en relación con el contenido de humedad y diferentes tamaños de partículas. También permite la combustión de diferentes mezclas de biomasa y quemarlos en conjunto a otros combustibles. La mayor desventaja de este tipo de tecnología, es la dificultad en la operación de la caldera con carga parcial que es solucionado en las calderas más modernas con el fraccionamiento o estratificación del lecho (Van Loo, 2003).

Los sistemas de combustión de lecho fluidizado circulante (CFB) se logran con una disminución de la velocidad de fluidización y del tamaño de las partículas de arena a 0,2-0,4 mm de diámetro. Debido a que las partículas de arena serán transportadas con los gases de combustión, es necesario utilizar un ciclón o un separador de rayos-U para que sean devueltos a la cámara de combustión. En este sistema, la temperatura del lecho alcanza los 800-900°C, por lo cual la arena reciclada se refrigera por medio de un intercambiador externo de calor o paredes con agua refrigerante (Van Loo, 2003).

Las desventajas de estos sistemas son su mayor tamaño y precio, debido a la gran cantidad de arena en los gases de combustión capturadas en el separador, mayor pérdida de material de lecho en las cenizas y el requerimiento de partículas de combustible más pequeñas de entre 0,1-40 mm de diámetros, lo que produce aumento en los costos de inversión por la necesidad de pretratamientos del combustible. Además su operación a carga parcial es compleja. Las mayores eficiencias de la combustión y menores flujos de gases de combustión, en estos sistemas, se producen en plantas que sean más grandes que 30 MWth (Van Loo, 2003).

3.4.3.3 Tecnología de combustión de polvo

En el sistema de combustión de polvo los combustibles, tales como aserrín y virutas finas, son inyectados en forma neumática a la cámara de combustión y el aire de transporte se utiliza como aire primario. El inicio de la combustión se realiza con quemadores auxiliares, y estos se mantienen en funcionamiento hasta cuando la cámara llega a una cierta temperatura y se empieza a inyectar la biomasa. La calidad del combustible debe ser constante para este tipo de tecnologías y el máximo tamaño de partículas es 10-20 mm, el cual debe mantenerse, además es necesario un contenido de humedad menor a 20% base verde. El control de la alimentación es un elemento clave dentro de este tipo de tecnología, debido a un tipo de explosiones en la etapa de gasificación de las partículas de biomasa finas y pequeñas (Van Loo, 2003).

3.4.3.4 Otro concepto de combustión

En los Estados Unidos se ha desarrollado un nuevo concepto de combustión llamado Whole Tree Energy Concept® que consiste en un innovativo sistema de manejo de combustible, secado y combustión. Por la baja necesidad de manejo de combustible parece ser un concepto más económico, aunque todavía no ha sido aplicado en la práctica (Van Loo, 2003).

Este concepto consiste en cosechar los árboles y transportarlos en camiones forestales a la planta, donde son almacenados en una gran cámara de secado por ventilación forzada durante 30 días. En esta cámara, se baja el contenido de humedad de 50% a 20-25% (base verde) a través de dos etapas de secado con el calor restante de los gases de la combustión como fuente de energía. De esta forma se reducen los costos de cosecha y manejo de combustible y la necesidad de reducir el tamaño de los árboles como material combustible. Los árboles secos son transportados por medio de una grúa al compartimiento de carga de la cámara de combustión donde los árboles son trozados al largo máximo que acepta esta,, para posteriormente ser puesto en la piscina de carga de

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la caldera que funciona como una abertura de aire que carga los árboles en la cámara (Van Loo, 2003).

La combustión se realiza en tres etapas establecidas, primero los árboles son cargados en la parrilla donde se gasifica con aire precalentado a 350°C. Luego, el carbón producido cae a través de la parrilla para su combustión completa y los gases combustibles se mezclan con aire secundario por encima del lecho de combustible para lograr su combustión completa. De las misma forma que los sistemas de combustión por pilas, la carga de troncos a la cámara interfiere con la combustión, generando un aumento de emisiones, lo que es un tema muy importante a considerar en el desarrollo de este tipo de tecnología (Van Loo, 2003).

3.4.3.5 Ventajas y desventajas de los sistemas de combustión

En la siguiente tabla se muestran las ventajas y desventajas de estos sistemas de combustión:

Tabla N ° 5. Ventajas y desventajas de los sistemas de combustión directa Ventajas Desventajas

Sistema “Underfeed Stokers”

- Bajos niveles de inversión para plantas menores a 6 MWth.

- Simple y buen control de la carga por la alimentación continúa.

- Bajas emisiones a media carga por la buena dosificación del combustible.

- Solamente adecuado para biocombustible con alto punto de fusión y bajo contenido de cenizas (combustibles de madera).

- Baja flexibilidad en relación al tamaño de la partícula.

Sistema de parrillas

- Bajos niveles de inversión para plantas menores a 20 MWth.

- Bajos costos de operación. - Bajo material particulado en el gas de la

combustión. - Menos propenso a formación de “slagging”

que los sistemas de lecho fluidizado.

- La imposibilidad de mezclar combustibles de madera con herbáceos.

- Necesidad de tecnología especial para la reducción de las emisiones de NOx.

- Alto nivel de exceso de oxígeno (5-8% del volumen) disminuye las eficiencias.

- Las condiciones de combustión no son tan homogéneas como en el lecho fluidizado.

- Dificultad de lograr bajos niveles emisiones cuando opera cargas parciales.

Sistema de combustión de polvo

- Baja cantidad de oxígeno adicional (4-6% del volumen) aumenta la eficiencia.

- Si se utilizan quemadores ciclónicos o de turbulencia se puede lograr una alta reducción de NOx por la eficiente inyección de aire por etapa y mezcla.

- Posibilidad de muy buen control y rápida alternación de la carga.

- Limitación en el tamaño de la partícula de los biocombustibles, deben ser menores a 10-20 mm.

- Alto desgaste de los ladrillos refractarios en el caso de utilizar quemadores ciclónicos o de turbulencia.

- Necesidad de un quemador auxiliar adicional para el inicio de la combustión.

Sistema de combustión BFB

- No posee partes movibles en la zona de calor de la cámara de combustión.

- Buen funcionamiento de la inyección de aire por etapa en la reducción de emisiones de NOx.

- Alta flexibilidad en el tipo de combustibles de biomasa y contenido de humedad.

- El bajo oxígeno adicional (3-4% del

- Alto nivel de inversión, solamente se hace interesante para plantas mayores a 20 MWth.

- Altos costos de operación. - Baja flexibilidad en relación al tamaño de

partícula (menores a 80 mm). - Alto contenido de material particulado en el

gas de la combustión.

33

volumen) aumenta la eficiencia y disminuye el flujo de gas de la combustión.

- Se requiere tecnología especial para operar a carga parcial.

- Predisposición media a la formación de “slagging” de las cenizas.

- Pérdida de material del lecho con las cenizas.

- Erosión media de los tubos del intercambiador de calor en el lecho fluidizado.

Sistema de combustión CFB

- No posee partes movibles en la zona de calor de la cámara de combustión.

- Buen funcionamiento de la inyección de aire por etapa en la reducción de emisiones de NOx.

- Alta flexibilidad en el tipo de combustibles de biomasa y contenido de humedad.

- El uso de varios inyectores de combustible genera condiciones homogéneas para la combustión.

- Alta capacidad de transferencia de calor específica por la alta turbulencia.

- Fácil uso de aditivos. - El muy bajo oxígeno adicional (1-2% del

volumen) aumenta la eficiencia y disminuye el flujo de gas de la combustión.

- Alto nivel de inversión, solamente se hace interesante para plantas mayores a 30 MWth.

- Altos costos de operación. - Baja flexibilidad en relación al tamaño de

partícula (menores a 40 mm). - Alto contenido de material particulado en el

gas de la combustión. - Se requiere de un segundo lecho para

operar a carga parcial. - Pérdida de material del lecho con las

cenizas. - Predisposición media a la formación de

“slagging” de las cenizas. - Erosión media de los tubos del

intercambiador de calor en el lecho fluidizado.

Fuente: Van Loo, 2003.

Todos estos sistemas de combustión funcionan utilizando el vapor de la caldera en una turbina que transforma la energía mecánica en energía eléctrica por medio de un generador.

3.5 MECANISMO DE DESARROLLO LIMPIO (MDL) 3.5.1 Antecedentes del Cambio Climático

A partir de las últimas décadas los países del mundo, apoyados por argumentos científicos, comenzaron a observar que el planeta estaba sufriendo un cambio en su clima y que podría ser de forma permanente e irreversible si no se tomaban medidas con objeto de atenuar y revertir este proceso. Consecuentemente, luego de varias investigaciones científicas se concluyó que la causa principal de este cambio climático global estaba relacionado directamente con los llamados “Gases de Efecto Invernadero” (GEI), que se dividen en dos grupos, los GEI primarios CO2, CH4, N2O, HFC, PFC, SF6 y los GEI indirectos o precursores de un GEI primario NOx, CO, entre otros. Estos GEI provenientes principalmente de las actividades humanas relacionadas con la quema de combustibles fósiles (petróleo, carbón, gas natural), la agricultura y el cambio de uso de la tierra. Las concentraciones de GEI en la atmósfera, tales como el dióxido de carbono (CO2), metano (CH4) y óxido nitroso (N2O), han aumentado significativamente en proporciones de 30%, 145% y 15% respectivamente (valores para 1992) (IPCC, 2000).

El proceso conocido como "efecto invernadero" corresponde a un ciclo regular del planeta, que consiste en que la energía recibida del sol es absorbida en forma de radiación de onda corta, y parte de esta energía es reemitida al espacio en forma de radiación infrarroja de onda larga, que es absorbida por los GEI y atrapada en la

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atmósfera transformándola en energía calórica. Sin embargo, un aumento excesivo de los GEI han provocado cambios en el clima en forma progresiva, más allá de un proceso natural de cambio.

3.5.2 Protocolo de Kyoto

El Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente (PNUMA), por causa del impacto esperado del cambio climático mundial creó inicialmente en 1988 el Panel Intergubernamental de Cambio Climático (IPCC). El 21 de Diciembre de 1990, la Asamblea General de las Naciones Unidas crea el Comité Intergubernamental de Negociación (CIN) y le asigna la tarea de negociar una convención para ser firmada en la Conferencia para el Medio Ambiente y Desarrollo de las Naciones Unidas efectuada en la ciudad de Río de Janeiro en 1992. Negociadores de 150 países participaron en un total de cinco sesiones, concluyendo el 9 de mayo de 1992, fecha en que se adopta el texto de la Convención Marco sobre Cambio Climático de las Naciones Unidas (UNFCCC, en su sigla en inglés), la cual se suscribe por 165 países en Río de Janeiro (Grandjean, 2003). Esta Convención establece como objetivo último, la estabilización de la concentración de los GEI en la atmósfera a un nivel tal, que prevenga las interferencias causadas por el hombre en el sistema climático (Urrutia, 2000).

El Protocolo de Kyoto se le denominó a la tercera conferencia de las partes realizada entre el 1 y 11 de diciembre de 1997 en Kyoto, Japón. En esta conferencia es donde se firma un documento jurídico por 159 países el 12 de diciembre de 1997, que normará, pero a su vez incentivará por medio de las fuerzas de mercado, los compromisos de reducción asumidos en esta conferencia (Rojas, 2004).

Este protocolo definió la obligación de la reducción de las emisiones de los países desarrollados de 6 GEI, a través de un objetivo nacional distinto para cada país, en al menos un 5,2% por debajo de los niveles de 1990 entre el período 2008 – 2012, este período se denominó “Primer Período de Compromiso”. Según el Protocolo de Kyoto, los países no pertenecientes al Anexo I no tendrán obligaciones de reducción.

La convención divide a los países en dos principales grupos (Rojas, 2004):

- 41 países industrializados son inscritos en el Anexo I. Junto a estos países ricos e industrializados que son miembros de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE) desde 1992, están los países con una economía en transición (Rusia, los Estados bálticos y varios Estados de Europa central y oriental).

Los miembros de la OCDE que pertenecen al Anexo I (no las economías en transición) están también inscritos en el Anexo II del Convenio. Son 24.

- Todos los otros países, no inscritos en los Anexos, (principalmente los países en vías de desarrollo) son conocidos como los no Anexo I. Son 145.

El Protocolo de Kyoto establece tres mecanismos de flexibilidad, el comercio de Permisos de Emisión (PE), la Implementación Conjunta (IC) y el Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL). Además, constituyen dos mecanismos de flexibilidad internos, uno es la cuota de GEI que pueden ser homologados a CO2 equivalente y las actividades basadas en el Uso de la Tierra, Cambio de Uso de la Tierra y Silvicultura (LULUCF, por su sigla en inglés) que permiten sustituir la reducción de GEI por la captura de dichos gases. El objetivo principal de estos mecanismos de flexibilidad es minimizar el costo de las reducciones

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para los países industrializados y ayudar a los países en vías de desarrollo, exentos de compromisos de reducción, para que se involucren en forma voluntaria en el proceso (Rojas, 2004).

Con la ratificación de Rusia el 16 de Febrero del 2005 entró en vigor el Protocolo de Kyoto, al cumplirse la exigencia de que 55 países que emitan más del 55% de los gases que producen el efecto invernadero, respalden el Protocolo.

3.5.3 Mecanismo de desarrollo limpio

Este mecanismo consiste en que empresas de países del Anexo I, es decir, desarrollados, puedan participar en proyectos conjuntamente con países en desarrollo para reducir sus emisiones generando beneficio para ambas partes. De esta forma las empresas de países en desarrollo pueden recibir tecnología avanzada que permita su desarrollo sustentable para reducir las emisiones a costos más bajos que como lo podrían realizar en los países desarrollados. Este Mecanismo de Desarrollo Limpio, permite que las empresas puedan decidir hacer inversiones en proyectos o comprar reducción de emisiones. Los CERs generados a partir del año 2000 pueden ser considerados para el primer período de cumplimiento.

El Protocolo de Kyoto establece en su Artículo 12 que un proyecto para ser aprobado como MDL debe cumplir con lo siguiente:

• aceptación voluntaria de las partes participantes,

• beneficios reales, medibles y a largo plazo en relación con la mitigación del cambio climático, y

• beneficios adicionales en las reducciones de emisiones, con respecto a los beneficios que puedan ocurrir en ausencia del proyecto.

De acuerdo a un proyecto MDL, los países que han asumido un compromiso de reducción de emisiones de GEI, pueden invertir en proyectos de países en vías de desarrollo, con el objeto de contribuir a alcanzar un desarrollo sustentable en dichos países, además de cumplir con sus compromisos de reducción y limitación a un menor costo. Este mecanismo de flexibilidad es el único en el cual Chile puede participar hasta el momento, tanto por medio de inversiones de empresas extranjeras interesadas en reducir sus emisiones como a partir de iniciativas nacionales de privados o del Gobierno que encuentren un país interesado en adquirir los CERs emitidos por el proyecto.

3.5.3.1 Requisitos de un proyecto MDL

Para el desarrollo de un proyecto MDL se deben cumplir los siguientes requisitos:

• Adicionalidad: el proyecto MDL se considera adicional si las emisiones provenientes de la actividad humana de GEI se reducen más allá de las reducciones que habría ocurrido sin el proyecto MDL, es decir, que no sea “business as usual”. Por lo cual, es necesario cuantificar la diferencia entre cantidades de carbono para el caso con proyecto y sin proyecto. El principio del financiamiento de estos proyectos es que sin la venta de créditos de carbono, es decir MDL, el proyecto no debe haber sido ejecutado, ni planificado.

• Aceptabilidad: aceptación del país anfitrión de que el proyecto está en conformidad con la legislación vigente y forme parte de las políticas de su desarrollo.

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• Sustentabilidad: los países del Anexo I del protocolo deberían buscar el desarrollo sustentable en sus propias economías y transferir tecnologías y conocimientos a los países en desarrollo, donde se realiza el proyecto, de tal forma que puedan apoyarlos en su propio desarrollo sustentable.

• Línea de base: corresponde al escenario que razonablemente representa las emisiones provenientes de la actividad humana de GEI más probable que se producirían en ausencia del proyecto MDL, lo que es útil en la cuantificación de la adicionalidad del proyecto, y es importante pues representa el desempeño contra el cual se comparan las emisiones de CO2e del proyecto con el estimativo de reducciones logradas. Esto se debe realizar a través de una metodología que corresponde a un análisis sistemático, metodológico y reproducible para determinar el desarrollo futuro más probable en ausencia del proyecto MDL.

• Fugas (leakage): consiste en identificar la pérdida de beneficios en la reducción o captura de carbono, por causa de actividades del proyecto fuera de su zona de implementación, es decir, emisiones indirectas. Por ejemplo, un megaproyecto de eficiencia energética puede dar como resultado una rebaja en los costos de la electricidad que conduzca a una mayor utilización de la misma y a mayores emisiones de gases de efecto invernadero (CDM Watch, 2003). En muchos casos las causas que originan las fugas pueden ser identificadas y definirse, por lo tanto las acciones para su mitigación.

• Monitoreo, verificación y certificación: el monitoreo es la recopilación y archivo de todos los datos necesarios para medir o estimar los GEI del proyecto MDL y para el cálculo de las reducciones de emisiones. La verificación es el examen periódico independiente y la determinación ex post de las reducciones del proyecto MDL registrado. Posteriormente, viene la certificación que consiste en una declaración oficial de que el proyecto ha conseguido las reducciones de emisiones resultantes de la verificación. Estas etapas son importantes en la emisión de CERs.

3.5.3.2 Ciclo de un proyecto MDL

Brevemente, el proceso por el cual debería pasar un Proyecto MDL para la emisión de CERs, es el siguiente (Rojas, 2004):

• Diseño del proyecto y estudio de peritaje: Esta es la primera etapa donde un proyecto postulante al MDL, debería ser revisado o ser sometido a un estudio por parte de una consultora calificada en el tema, la cual debiera hacerse cargo de la corrección de temas fundamentales en el proyecto, como lo son la metodología utilizada para la determinación de la línea base, la adicionalidad (financiera, social y ambiental) del proyecto, la metodología utilizada para el seguimiento de la reducción de las emisiones en el proyecto, el riesgo del mismo, así como también revisar la atribución de los CERs durante el proyecto. También dentro del proceso de un proyecto de MDL se deberá seleccionar un período de acreditación para el proyecto propuesto que podría ser como máximo 7 años, el cual podría ser renovado por un máximo de dos veces, o máximo 10 años no renovables.

• Validación del proyecto por la Autoridad Nacional Designada (DNA): El proyecto postulante al MDL, debe estar aprobado por la DNA correspondiente, en el caso de Chile se trata de la CONAMA (Comisión Nacional del Medio Ambiente), y poseer todos los permisos exigidos por ésta para su ejecución, en definitiva el

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proyecto debe estar en regla conforme a la legislación ambiental del país donde se va a realizar.

• Certificación del proyecto por la Entidad Operacional Designada (EOD): Esta es la etapa donde el titular del proyecto, debe contratar los servicios de una certificadora internacionalmente reconocida, denominada EOD, la cual deberá dar visto bueno a las metodologías utilizadas por el proyecto, tanto en su línea base como en el seguimiento al proyecto, así como también verificar su adicionalidad y la ausencia de fugas. Asimismo esta deberá certificar que la cantidad de CERs que el proyecto propone emitir están ajustadas a la realidad del proyecto.

• Validación del proyecto por la Junta Ejecutiva del MDL: Finalmente, el titular del proyecto deberá someter éste a la evaluación del mismo, por parte de la Junta Ejecutiva del MDL, la cual deberá aprobar la metodología que utilizará el proyecto para determinar la línea base y los seguimientos (en el caso de que se estén proponiendo nuevas). Una vez aprobada esta última etapa, el proyecto es indexado en el registro de proyectos MDL, a la espera de algún interesado en adquirir los CERs que a éste le han asignado, los cuales serán otorgados al final del proyecto (atribución ex – post). También puede existir la situación de que el proyecto haya sido realizado en conjunto con el interesado en adquirir los CERs.

3.6 MARCO LEGAL

En el ámbito forestal, particularmente en el manejo de renovales, está sujeto a la regulación expresada en el Decreto de Ley N° 701. En este instrumento legislativo se establecen las regulaciones de la actividad forestal, tanto en bosque nativo como en plantaciones forestales. Para los renovales de Roble, Raulí, Coihue existe una norma de manejo que expresa un plan aplicable a este tipo forestal, lo que permite simplificar la ejecución de las intervenciones de mejoramiento de los renovales.

Además, en el aspecto ambiental como se establece en la Ley N° 19.300 cualquier proyecto o actividad susceptible de causar impacto ambiental deberá someterse al sistema de evaluación ambiental. En este caso, según el artículo 10 las centrales generadoras de energía mayores a 3 MW deben someterse a un Estudio de Impacto Ambiental (EIA) o Declaración de Impacto Ambiental (DIA). Cuando se realiza una EIA o una DIA se determina dependiendo de los impactos ambientales que se generen, mencionados en el artículo 11.

En el ámbito eléctrico, la legislación del mercado eléctrico ha generado diversos beneficios a las Energías Renovables No Convencionales (ERNC), a través de las modificaciones de la Ley General de Servicios Eléctricos con la Ley Corta I y II.

En la Ley Corta I, mediante la modificación de la Ley General de Servicios Eléctricos (Ley 19.940, artículos 71-7 y 91), se permite (Santana, 2005):

- Para las energías renovables cuya fuente no sea convencional (geotérmica, eólica, solar, biomasa, mareomotriz, pequeñas centrales hidroeléctricas) con la modificación de la ley se libera parcial o totalmente el pago de peaje a las fuentes no convencionales cuyos excedentes de potencia suministrada al sistema:

- Sean inferiores a 9 MW, estarán exceptuados del pago total de los peajes por el uso de los sistemas de transmisión troncales.

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- Estén entre 9-20 MW, estarán exceptuados de una porción del pago total de los peajes por el uso de los sistemas de transmisión troncal.

- Sean superiores a 20 MW, deberán cancelar el pago total de los peajes por el uso de los sistemas de transmisión troncal.

- Se asegura el derecho a la venta de energía y potencia en el mercado spot a cualquier generador independiente de su tamaño.

- Se establecen condiciones no discriminatorias para los pequeños generadores menores a 9 MW, que participen en el mercado de transferencia a precio spot, permitiéndoles un tratamiento comercial simplificado, es decir, una estabilización de precios.

- Se da certeza jurídica de acceso a las redes de distribución para evacuar la energía generada por generadores menores a 9 MW.

En la Ley Corta II mediante la modificación de la Ley General de Servicios Eléctricos (Ley 20.018, artículo 96 ter) se establece (Santana, 2005):

- Una opción de suministro a las empresas distribuidoras para los propietarios de medios de generación no convencionales (los señalados en el artículo 71-7), sin mediar licitación.

- La obligatoriedad a las empresas distribuidoras de comprar hasta un 5% de sus energías provenientes de proyectos de energía renovable, al precio medio de largo plazo que obtendrán de las licitaciones de suministro.

- El precio del suministro es el de la componente de generación-transmisión que es traspasado a los clientes regulados por las empresas distribuidoras (precio de mercado).

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4 METODOLOGÍA La evaluación de un proyecto se puede realizar a nivel de idea, preinversión e inversión. Esta memoria corresponde al estudio de preinversión del proyecto de la instalación de una planta termoeléctrica a partir de biomasa forestal proveniente del manejo de renovales de Roble, Raulí, Coihue. La evaluación de preinversión de un proyecto tiene como objetivo determinar la factibilidad por medio de cinco estudios que abarquen los aspectos de mercado, técnico, legal, organizacional y económico. A continuación se explica en qué consiste cada estudio y sus alcances en este proyecto de memoria.

4.1 ESTUDIO DE MERCADO

El estudio de mercado consiste en un análisis del mercado en que se inserta el proyecto, en este caso es el sector eléctrico chileno, específicamente el SIC, al cual se debe vender la electricidad generada por la planta. Además, un estudio en el mercado del carbono sobre los precios que se ofrecen por los CERs. Para realizar este estudio se debe efectuar:

• Investigación del sector eléctrico chileno, describiendo el SIC, funcionamiento y la política de precios y comercialización de la energía y potencia.

• Análisis de la demanda histórica y proyectada de las ventas de energía y potencia, y una investigación de la oferta de energía actual y en el futuro del mercado eléctrico del SIC.

• Estudio de los precios que se ofrecen por los CERs en el mercado del carbono.

Para lograr este estudio se realiza una revisión bibliografía y consulta de expertos sobre los mercados eléctricos y mercado de los bonos de carbono.

4.2 ESTUDIO TÉCNICO

El estudio técnico, consiste en recopilar la información que permita cuantificar los montos de inversión y los costos de operación asociados al proyecto. Para realizar este estudio se debe efectuar:

• Evaluación de la disponibilidad de desechos forestales del manejo de los renovales de Roble, Raulí, Coihue en el sector precordillerano de Curacautín.

• Evaluación de la ubicación de la planta con biomasa forestal.

• Estudio sobre las características como combustible de los desechos forestales del manejo de los renovales de Roble, Raulí, Coihue.

• Análisis de las alternativas tecnológicas para la transformación de los desechos forestales como biocombustible, y la configuración más beneficiosa para la explotación de los desechos forestales.

• Análisis de las alternativas tecnológicas de generación con biomasa forestal de energía eléctrica.

• Descripción de la planta termoeléctrica, específicamente definición del tamaño, diagrama de flujo de proceso y layout de la planta.

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• Definición de metodología para la estimación de la reducción de CO2e como proyecto MDL de la planta con biomasa forestal.

• Estimación de los costos asociados a los distintos componentes para el funcionamiento de la planta termoeléctrica.

Para lograr estas actividades se realiza una revisión bibliográfica sobre los temas, consulta a expertos y estudios realizados por la empresa PROFOR relacionados con este proyecto de memoria.

4.3 ESTUDIO LEGAL

El estudio legal consiste en establecer todas las restricciones y/o beneficios que sean señalados por la legislación existente en el país y tenga relación con el desarrollo del proyecto de memoria. En relación a esto se debe realizar:

• Revisión de la legislación con relación al manejo forestal de renovales de Roble, Raulí, Coihue.

• Revisión de la legislación asociada a la generación de energía eléctrica a partir de fuentes renovables no convencionales.

• Revisión de la legislación medioambiental que queda sujeta este tipo de proyecto energético.

• Revisión de las regulaciones relacionadas con los proyectos MDL en el mercado del carbono.

Este estudio se realiza con la investigación de la normativa legal relacionada con el manejo forestal de los renovales nativos, la legislación eléctrica de la generación de fuentes renovables no convencionales, la ley general del medioambiente y la normativa para los proyectos MDL del protocolo de Kyoto. Esta información se obtiene con una revisión bibliográfica e investigación en las instituciones pertinentes, en este caso CONAF, CNE, CONAMA y UNFCCC.

4.4 ESTUDIO ORGANIZACIONAL

El estudio organizacional busca establecer los sistemas y procedimientos administrativos que se deben implementar junto con el proyecto. Para este estudio se debe realizar:

• Definición de la estructura organizacional de la planta termoeléctrica.

• Estimación de los costos asociados a esta estructura organizacional.

Esta información se obtiene de la revisión bibliográfica y la consulta a expertos en los temas.

4.5 ESTUDIO ECONÓMICO

El estudio económico corresponde a la última fase de preinversión de un proyecto. Este estudio consiste en sistematizar toda la información identificada en los estudios anteriores relacionados con la inversión, costos e ingresos, y a partir de ella, se genera la información financiera, tales como indicadores económicos y análisis de sensibilidad, que

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permitan determinar la factibilidad económica de la instalación de la planta termoeléctrica. Para lograr este estudio se debe realizar:

• Definición de la tasa de descuento y período de evaluación de este proyecto de memoria.

• Determinación de la inversión que se debe realizar para el proyecto de memoria.

• Determinación de los ingresos por ventas de energía y potencia, y bonos de carbono de la planta de generación de energía con biomasa forestal.

• Sistematización de los costos de operación, relacionados con los insumos para la operación, sueldos de los operarios e ingenieros, mantención de los equipos de la planta y todos los costos asociados a la operación de esta.

• Elaboración del flujo de caja del proyecto.

• Elaboración de la evaluación económica del proyecto con y sin la presencia de bonos de carbono, de acuerdo al despacho de la planta con biomasa en tres escenarios de precios de la energía (normal, pesimista y optimista). Además se calculan los indicadores financieros para determinar la factibilidad económica del proyecto: Valor Presente Neto (VPN), Tasa Interna de Retorno (TIR) y Período de Recuperación de Capital (PRC). También un análisis de sensibilidad con distintos precios de la materia prima, precios de los bonos de carbono, tasas de descuentos e inversión.

Estas actividades, se deben realizar a través de la información obtenida de los estudios mencionados anteriormente.

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5 EVALUACIÓN TÉCNICA 5.1 ESTIMACIÓN DE LOS DESECHOS DEL MANEJO DE RENOVALES DE

ROBLE, RAULÍ, COIHUE 5.1.1 Área de estudio

El área de estudio, es la zona precordillerana de Curacautín comprendida por las comunas de Curacautín y Victoria, ubicadas en la provincia de Malleco, y comuna de Lautaro en la provincia de Cautín, en la IX Región, aproximadamente entre los 38° 06’ y 38° 38’ Latitud Sur.

Esta zona se seleccionó debido a que posee grandes extensiones de renovales del tipo forestal Roble, Raulí, Coihue con una necesidad creciente de un manejo forestal mediante raleos. La selección de este recurso para el abastecimiento de una planta de generación eléctrica con biomasa se argumenta por la disponibilidad, cercanía, accesibilidad y productividad, así como el conocimiento y facilidad para su manejo forestal sustentable. No obstante, también existe la alternativa de aportes de biomasa nativa de las localidades de Collipulli en la provincia de Malleco, IX Región y Mulchén, Quilaco y Santa Bárbara en la provincia del Bío-Bío, VIII Región.

5.1.2 Análisis de existencias de renovales de Roble, Raulí, Coihue

Para el análisis de las existencias de los renovales de Roble, Raulí, Coihue del área de estudio se realizó un análisis de los renovales en la zona precordillerana de Curacautín, con la cartografía de bosque nativo del “Catastro y Evaluación de los Recursos Vegetacionales Nativos” y las cartas del Instituto Geográfico Militar a escala 1:250.000 de Temuco y Curacautín, todas en formato shape.

El análisis para determinar los renovales con potencial de manejo que posean las condiciones ambientales, superficie y volumen se realizó intersectando un conjunto de variables, a través del programa Arcview GIS 3.2. Las condiciones que deben cumplir los renovales son:

• cercanía a caminos principales en un radio de 50 kilómetros, • alturas mayores a 8 metros, • cobertura mayor a 50%, • pendientes menores a 60%, • fuera de áreas protegidas, y • a una distancia mayor de 30 metros a cursos de agua.

Los resultados de este análisis en la zona precordillerana de Curacautín se muestran en las siguientes tablas:

Tabla N ° 6. Superficie de Renovales de Roble, Raulí, Coihue

Comuna Superficie (ha) %Curacautín 31.213 65,6Lautaro 7.036 14,8Victoria 9.357 19,7Total 47.606 100

Superficie de Renovales de Roble, Raulí, Coihue

Fuente: Catastro y Evaluación de los Recursos Vegetacionales Nativos en Chile, 1997.

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Tabla N ° 7. Superficie de Renovales de Roble, Raulí, Coihue por cobertura

Comuna Superficie (ha) % Superficie (ha) % TotalCuracautín 15.642 67 15.570 65 31.213Lautaro 2.983 13 4.053 17 7.036Victoria 4.845 21 4.513 19 9.357Total 23.470 100 24.136 100 47.606

Renoval Denso Renoval semidensoSuperficie de Renovales de Roble, Raulí, Coihue por cobertura

Fuente: Catastro y Evaluación de los Recursos Vegetacionales Nativos en Chile, 1997. Tabla N ° 8. Superficie de Renovales de Roble, Raulí, Coihue por sub tipo forestal

Comuna Superficie (ha) % Superficie (ha) % Superficie (ha) % TotalCuracautín 27.448 79 457 19 3.307 31 31.213Lautaro 4.315 12 90 4 2.631 25 7.036Victoria 2.920 8 1.844 77 4.594 44 9.357Total 34.683 100 2.392 100 10.532 100 47.606

Roble-Raulí-Coihue Coihue RobleSuperficie de Renovales de Roble, Raulí, Coihue por sub tipo forestal

Fuente: Catastro y Evaluación de los Recursos Vegetacionales Nativos en Chile, 1997.

La superficie potencial de renovales a ser manejadas en el área de estudio son 47.606 hectáreas. De esta superficie, los renovales con cobertura densa y semidensa se encuentran representados en la misma proporción, y el subtipo forestal con mayor presencia es el Roble-Raulí-Coihue. Estos renovales se encuentran distribuidos en la zona como se muestra a continuación:

Figura N ° 6. Mapa de renovales de Roble, Raulí, Coihue Fuente: Elaboración propia a partir de información cartográfica.

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Además, en la zona de precordillerana localizadas entre Santa Bárbara y Collipulli, se estiman que existen renovales con potencial de manejo forestal de aproximadamente 97.000 hectáreas, como alternativa de abastecimiento a la planta. Para el desarrollo de este proyecto de memoria se utiliza sólo como abastecimiento la zona precordillerana de Curacautín.

5.1.3 Estimación de volumen a extraer de biomasa

Para la estimación del volumen a extraer se posee un incremento medio anual en volumen de los renovales de esta zona, que según los resultados preliminares del proyecto FIA “Estudio de los Renovales de la Comuna de Curacautín en la Búsqueda de una Nueva Estrategia Innovativa para el Bosque Nativo”, es cercano a los 6 m3/ha/año.

Si se asume un incremento medio anual en volumen de 6 m3/ha/año y se aplica en el área de estudio, el potencial volumen a extraer se estima según la siguiente forma:

Donde:

/ha/año)(m volumen en anual medio Incremento :IMA

(ha) manejo de potencial Superficie :Sup /año)(m extraer a Volumen:Vol

3

3

IMASupVol ×=

año/m636.285año/ha/m6ha 47.606Vol 33 =×=

Por lo tanto, el potencial volumen a extraer en el área de estudio es 285.636 m3 por año, es decir, el crecimiento de los renovales, correspondiente al fuste, que posee anualmente. Este volumen se obtiene realizando faenas de raleo con extracción de un 20% a 40% en área basal lo que implica ciclos de corta más cortos para bajos porcentajes de extracción y más largos para extracciones mayores.

5.1.4 Estimación de biomasa de ramas y hojas

En las faenas de explotación de renovales se consideran como desechos forestales los fustes no comerciales, ramas y hojas. Del potencial volumen a extraer la mayor proporción del fuste se considera como desechos, debido a la baja calidad en madera de estos renovales. Además, como complemento al volumen a extraer en fustes, se considera el volumen de ramas y hojas como desechos disponibles para su utilización.

Según Gayoso et al. (2002) la distribución por componente de un árbol de biomasa para las especies Roble, Raulí, Coihue es la que se muestran en la Tabla N° 9. Por lo tanto, para la estimación de los desechos de ramas y hojas para estas especies, se asume que en promedio, el 85% de la biomasa en un árbol corresponde al fuste y el 15% de la biomasa son ramas y hojas.

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Tabla N ° 9. Biomasa en renovales por componente del árbol

Especie Fuste Corteza Ramas Hojas TotalRoble 73,6 15,1 10,0 1,2 100Raulí 66,8 18,2 12,6 2,4 100Coihue 69,7 10,3 14,4 5,6 100Promedio 70 15 12 3 100

Distribución de biomasa en renovales de Roble-Raulí-Coihue (%)

Fuente: Gayoso et al., 2002.

La estimación del volumen de ramas y hojas se realiza de la siguiente forma:

Donde:

(%) hojas y ramas de Biomasa :BRH/año)(m extraer a Volumen:Vol

/año)(m hojas y ramas de Volumen:RH Vol3

3

( ) BRHBRH-1Vol RH Vol ×=

/añom50.4060.150.15)(1

285.636RHVol 3=×−

=

De acuerdo, a este cálculo el volumen potencial correspondiente a hojas y ramas es 50.406 m3/año para el área de estudio. Por lo tanto, el volumen total máximo disponible de biomasa forestal en el área de estudio, si se considera fustes, ramas y hojas, se estima en 336.042 m3 por año.

5.1.5 Selección de sistema para la extracción y transformación de los desechos forestales

El sistema para la extracción de los desechos y transformación se debe seleccionar de acuerdo a las condiciones ambientales presentes en los renovales y los costos que involucra esta operación (Ver Anexo N° 4).

En el caso de la obtención de fuste no comerciales destinados como material combustible, se realizará el astillado en planta, obtenido en forma de metro ruma7, es decir, los árboles se cortan con motoserristas y se acumulan en bosque para ser desramados para que a continuación se trasladen por medio de bueyes a orilla de camino donde se trozarán para hacerlos metros ruma. Esta madera en metros ruma se transporta en camiones forestales a la planta para ser acopiados y posteriormente astillados con un astillador estacionario. Este tipo de operación se realiza actualmente en la explotación del bosque nativo, la única operación adicional es el astillado que se realiza en planta. También existe la posibilidad de realizar esta operación, pero con el astillado en una cancha intermedia, lo que implica el traslado de la madera a una cancha intermedia y luego el material astillado se transporta en camiones chiperos a la planta. El primer sistema mencionado, por un tema

7 Metro ruma: ruma o pila de leña o rollizos de 1 metro de alto, 1 metro de ancho y 2,44 metros de largo.

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de costos es el más adecuado, aunque el segundo sistema podría ser una buena alternativa de respaldo.

Para el caso de los desechos de estas faenas, es decir, las ramas y hojas se prevé que el mejor sistema de extracción sería el astillado en cancha. Este sistema consiste en extraer estos desechos por medio de un forwarder que consta de una garra con la que se obtienen los desechos y se cargan en el forwarder. Luego, el forwarder traslada estos desechos a la cancha donde por medio de un astillador móvil conectado a un tractor agrícola, se astillan para ser depositados en un camión chipero para su posterior transporte a la planta. Esto, si se asume que se obtienen los desechos posteriormente a faenas de extracción de fustes. Aunque idealmente se tiene que buscar la alternativa que permita extraer el árbol completo para su posterior astillado en cancha o planta.

Para el desarrollo de esta memoria se va a considerar que la biomasa forestal se obtiene en forma de metro ruma con el astillado en planta para simplificar los cálculos de costos de extracción de esta biomasa, pues para el sistema de obtención de las ramas y hojas no se poseen los datos que permitan estimar los costos asociados a este tipo de operación. Además se considera que este tipo de tecnología se debe incorporar dentro de la explotación forestal en forma paulatina, debido a que es una tecnología nueva dentro del aprovechamiento de la biomasa forestal.

5.1.6 Disponibilidad de desechos forestales para la planta

En el área de estudio, existen consumos por leña y de la futura planta de OSB de Lautaro que posee como zona de abastecimiento de su planta, parte de la zona de estudio. Por tal motivo, si se asume que del volumen total del crecimiento anual en el área de estudio, sólo un 50% está disponible para la planta, se estima un volumen de 142.818 m3 de desechos forestales. Asimismo, el volumen total máximo disponible de desechos para la planta, si se agrega ramas y hojas, se estima en 168.021 m3.

5.1.7 Estimación de desechos forestales como material combustible

La biomasa forestal disponible para la planta como material combustible expresada en toneladas secas, se estima en 64.917 toneladas secas. Para el volumen total máximo disponible de desechos se estima en 76.373 toneladas secas. Si se asume la densidad del material combustible a un contenido de humedad base húmeda de 50% en 450 kg/m3estereo (Ver punto 5.1.8.4), el volumen estéreo aprovechable se estima en 288.520 m3estereo.

5.1.8 Características como material combustible de los desechos forestales

El material combustible son los desechos forestales astillados preparados antes del ingreso a la caldera. La calidad de este material, depende desde la fuente de biomasa hasta las tecnologías empleadas en el astillado, manejo del combustible y almacenamiento. Entre los factores que influyen en la eficiencia de la planta, en el funcionamiento de los sistemas de combustión y la vida útil, está un bajo contenido de humedad, un tamaño de partícula uniforme y un bajo contenido de cenizas. Diferentes tipos de calderas exigen distintas características del material combustible (TEKES, 2004).

La calidad de este material está afectado por la granulometría, contenido de humedad, densidad del material, poder calorífico y contenido de cenizas. Además, también son importantes el contenido de follaje de los desechos y las emisiones de dióxido de carbono del material. Sin embargo, lo más importante, es disminuir la variación de las características del material combustible, por medio de un control de calidad, de las

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variaciones que se generan en el material transportado por los camiones, y las producidas en las distintas épocas del año (TEKES, 2004).

5.1.8.1 Composición química

En la composición química se puede diferenciar entre la composición química elemental que corresponde a los elementos químicos que componen a la madera y la composición química correspondiente a los compuestos que componen la madera, es decir, cenizas, extraíbles, celulosa, hemicelulosa y lignina.

Datos sobre composición química elemental de las especies nativas no existen muchos pero según un estudio de Aguilar et al. (1984) para el Coihue la composición elemental es 49,22% de Carbono, 5,97% de Hidrógeno, 0,17% de Nitrógeno, 44,24% de Oxígeno y 0,4% de cenizas.

En cambio, para el caso del Roble existe un estudio de Mansilla et al. (1991) sobre la composición química, y los resultados de este estudio reflejan que está compuesto por 19,4% de lignina, 38,5% de celulosa, 81,1% de holo-celulosa, 6,1% de extraíbles y 0,62% de cenizas.

5.1.8.2 Granulometría

El tamaño de partículas del material combustible obtenido por medio de un astillador puede variar entre 5-50 mm la partícula. Esta varía según el diámetro de los trozos de árboles y tipo de material, por ejemplo si son ramas (VTT Processes, 2004).

5.1.8.3 Contenido de humedad

El factor que posee mayor influencia en las características del material combustible es el contenido de humedad, debido a que tiene un efecto directo en los costos de la biomasa. A mayor humedad aumentan los costos de transportes, pues se transporta agua en vez de biomasa. También, las características del material almacenado se alteran por las posibles reacciones bioquímicas, por la presencia de material orgánico y humedad. Además, disminuye el poder calorífico por la utilización de energía en la evaporación de agua y genera mayores emisiones de monóxido de carbono, hidrocarburos y partículas finas por una combustión incompleta (TEKES, 2004).

La humedad es un factor crítico en invierno, debido a que sólo en el período de verano se produce una reducción en el contenido de humedad de la biomasa. Mantener esta reducción de agua en el período de lluvias requiere de una planificación y sincronización en las operaciones. Por este motivo para plantas de gran tamaño un buen contenido de humedad es bajo un 50% y 40% para plantas de pequeño tamaño (TEKES, 2004).

Para el material combustible proveniente del manejo de renovales, se considera un contenido de humedad de 50% base húmeda correspondiente a material fresco.

5.1.8.4 Densidad

La densidad del material astillado según VTT Processes (2004) para astillas de maderas densas, que es el caso de la madera a utilizar, es de aproximadamente 450 kg/m3estéreos correspondiente al peso verde con un contenido de humedad base húmeda de un 50% y el volumen en metros cúbicos estéreos.

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5.1.8.5 Poder calorífico

El poder calorífico depende de la composición química de la madera y su contenido de humedad. Se distinguen dos poderes caloríficos inferior y superior.

El poder calorífico inferior (PCI), se define como el calor producido por la combustión completa de una unidad de masa del combustible, a volumen constante en una atmósfera de oxígeno, sin considerar la energía necesaria para evaporar el agua producida durante la reacción de combustión. En cambio, el poder calorífico superior (PCS) es el poder calorífico inferior considerando la energía liberada por la condensación del agua evaporada durante la combustión (INN, 2005).

Para maderas nativas según un estudio realizado por Mansilla et al. (1991) el poder calorífico superior para el Roble es de 4.677 kcal/kg, por lo tanto el poder calorífico inferior a un 50% de contenido de humedad (CHbase húmeda) se estima en 2.0448 kcal/kg. En cambio, para el Coihue según Aguilar et al. (1984) se estima un PCS de 4.657 kcal/kg, y al obtener el PCI en base al PCS se estima en 2.0379 a un CHbase húmeda de 50%.

Para el desarrollo de este proyecto de memoria, se va a utilizar como poder calorífico inferior aproximado de 2.000 kcal/kg a un contenido de humedad base húmeda de un 50%.

5.1.8.6 Cenizas

Las cenizas corresponden al residuo inorgánico que resta después de la combustión completa de la madera. Este está compuesto por la totalidad de las substancias minerales presentes en la madera, cuyos principales elementos son: Ca, Mg, K, Na, Fe, Mn, Si y otros, repartidos en una fracción soluble y otra insoluble (Massai, 1986). Existen pocos estudios sobre cenizas para maderas nativas, pero en los estudios realizados, en el caso del Roble según Mansilla et al. (1991) se estima que el porcentaje de cenizas, para la madera sin corteza, en base seca, es de 0,62%, en cambio de acuerdo a Aguilar et al. (1984) el porcentaje de cenizas para el Coihue se estima en 0,4%.

5.2 DEFINICIÓN DEL TAMAÑO DE LA PLANTA TERMOELÉCTRICA

En esta etapa se define el tamaño de la planta que sea económicamente factible, y se selecciona y describe la tecnología para la planta termoeléctrica. Además se detalla la configuración de la planta y equipos, y los recursos humanos para su funcionamiento.

5.2.1 Definición del tamaño de la planta

El tamaño de la planta se debe definir según la disponibilidad de biomasa, factibilidad económica y beneficios de la ley eléctrica para las Energías Renovables No Convencionales (ERNC). De acuerdo a Bertrán (2005) una planta termoeléctrica a partir de biomasa para que sea competitiva, debe tener un tamaño mayor a 5 MW para aprovechar la economía de escala en los costos fijos.

Por tal motivo, para aprovechar los beneficios a las ERNC de la Ley de servicios eléctricos, pues esta planta califica como tal, los mayores beneficios son a las plantas

8 Ver Apéndice N° 1, para la estimación de PCI

9 Ver Apéndice N° 1, para la estimación de PCI

49

menores a 9 MW en relación al pago de peaje, la posibilidad de optar a precios estabilizados y al autodespacho10. Por lo tanto, la planta se define con una potencia bruta de 9,5 MWe con un autoconsumo de la planta de 5%, y una potencia neta de 9 MWe para suministrar al sistema eléctrico pues existe una disponibilidad de biomasa disponible máxima que permite la instalación de una planta de este tamaño.

5.2.2 Selección de tecnología de generación

La selección de la tecnología de generación se realizó según el nivel de inversión, los costos de operación, las características del material combustible y la disponibilidad de la tecnología en el país.

En relación a estos aspectos la tecnología seleccionada es el sistema de combustión de parrilla viajera, pues esta disponible en el país a un nivel de inversión y costos de operación adecuados y además se ajusta al tipo de combustible y posee una eficiencia apropiada.

5.2.3 Cálculo del consumo de biomasa forestal de la planta

Para la determinación del consumo de la planta de potencia bruta de 9,5 MWe y potencia neta 9 MWe con 5% de autoconsumo de la planta, se asume un poder calorífico inferior de 2.000 Kcal/kg para el material combustible a un contenido de humedad de 50% base húmeda. La eficiencia de la planta con la tecnología seleccionada se estima en un 23,5%, sólo produciendo energía eléctrica (Córdova, 2006b). La disponibilidad máxima de esta planta en el año es de un 95%. El cálculo del consumo de la planta se realiza como se muestra a continuación:

(%) planta la de Eficiencia:η )(MW planta la de neta Potencia:P eN

(kcal/kg) inferior calorífico Poder:PCI )MW(ecombustiblconsumoPotencia:P thB

)h/Mcal(ecombustiblconsumoPotencia:P *B

)h/ton(ecombustibldeConsumo:C verdeB El consumo de combustible se determina:

thN

B MW29,38235,09P

:P ==η

h/Mcal936.32MWh/Mcal860P:P B*

B =×

h/ton47,16000.2936.32

PCIP

:C verde

*B

B ==

El consumo específico de biomasa forestal se determina de la siguiente forma:

10 Autodespacho: medio de generación, cuya operación no está sujeta al resultado de la optimización de la operación del sistema, efectuada por el CDEC.

50

(%)humedaddeContenido:CH húmedabase )MW(netaPotencia:P eN

(%)máximoplantadeFactor:FPMAX (%)asecFracción:FS

)hora/ton(horaporbiomasadeConsumo:C asechora )año/ton(biomasadeanualConsumo:C asecanual

)MWh/ton(específicoConsumo:C asecesp

En primer lugar, se obtiene el consumo de biomasa por hora en toneladas secas:

5,0)5,01()CH1(F húmedabases =−=−=

hora/ton23,85,047,16FCC asecSBhora =×=×=

Posteriormente, se estima el consumo anual de biomasa:

año/ton524.68C

horas876095,023,8Choras8760FPCC

asecanual

anual

MAXhoraanual

=

××=

××=

El consumo máximo anual de la planta sería aproximadamente 68.524 toneladas secas. Sin embargo, el consumo de la planta pues operará a un factor de planta de un 80% se estima en 57.691 toneladas secas equivalente a 126.920 m3 al año de desechos forestales lo cual es menor a los 142.818 m3 de desechos disponibles provenientes sólo del fuste no comercial estimados disponibles para el área de estudio. Finalmente, el consumo específico es calculado de la siguiente forma:

MWh/ton91,0

876095,09524.68C

8760FPPC

C

asecesp

MAXN

anualesp

=××

=

××=

De este cálculo se estima un consumo específico de la planta con biomasa de aproximadamente 0,91 toneladas secas por MWh.

5.2.4 Layout y equipos principales de la planta

A continuación se muestra el layout de la planta termoeléctrica con biomasa forestal de aproximadamente 9,5 MWe brutos:

51

CONDENSADOR

CANCHA DE ACOPIO DE BIOMSA FORESTAL

CORREA TRANSPORTADORA DE BIOMASA ASTILLADA

ASTILLADORA DE BIOMASA FORESTAL

SILO DE ALMACENAJE MATERIAL COMBUSTIBLE

CONTROL DE INGRESO

CAMINOS DE ACCESO

EDIFICIO ADMINISTRATIVO, OPERACIÓN Y CONTROL, CASINO

TALLER

SUBESTACIÓN

SILO CENIZAS

ESTANQUE AGUA BRUTA

ESTANQUE AGUA TRATADA

SISTEMA TRATAMIENTO DE AGUA

COMPRESOR AIRE COMPRIMIDO

DESGASIFICADOR

CHIMENEA

CALDERA

SALA GENERACIÓN

9,5 MW

TURBINA-GENERADOR

TORRES DE ENFRIAMIENTO

GRUPO ELECTRÓGENO

ESTANQUE DIESEL

CORREA TRANSP. CENIZAS

CORREA TRANSPORTADORA DE MATERIAL COMBUSTIBLE

CONDENSADOR

CANCHA DE ACOPIO DE BIOMSA FORESTAL

CORREA TRANSPORTADORA DE BIOMASA ASTILLADA

ASTILLADORA DE BIOMASA FORESTAL

SILO DE ALMACENAJE MATERIAL COMBUSTIBLE

CONTROL DE INGRESO

CAMINOS DE ACCESO

EDIFICIO ADMINISTRATIVO, OPERACIÓN Y CONTROL, CASINO

TALLER

SUBESTACIÓN

SILO CENIZAS

ESTANQUE AGUA BRUTA

ESTANQUE AGUA TRATADA

SISTEMA TRATAMIENTO DE AGUA

COMPRESOR AIRE COMPRIMIDO

DESGASIFICADOR

CHIMENEA

CALDERA

SALA GENERACIÓN

9,5 MW

TURBINA-GENERADOR

TORRES DE ENFRIAMIENTO

GRUPO ELECTRÓGENO

ESTANQUE DIESEL

CORREA TRANSP. CENIZAS

CORREA TRANSPORTADORA DE MATERIAL COMBUSTIBLE

Figura N ° 7. Layout de planta termoeléctrica a partir de biomasa forestal Fuente: Elaboración propia a partir de Córdova, 2006b.

Los equipos que componen una planta de generación con biomasa forestal se describen a continuación:

5.2.4.1 Sistema de manejo del material combustible

Un aspecto importante en la eficiencia de la planta es el manejo del material combustible y su mezcla, debido a que la biomasa debe ajustarse a las características consideradas en el diseño de la caldera, tales como humedad y granulometría. La existencia de un material combustible heterogéneo puede impactar negativamente en la eficiencia de la planta, especialmente el contenido de humedad que tiene gran incidencia en los sistemas de combustión en parrilla. Por esta razón, un manejo de combustible y mezcla homogénea e uniforme mejora sustantivamente el funcionamiento de la caldera.

El sistema de manejo del material combustible requiere de una zona de recepción, una para el acopio de los desechos forestales, una para la instalación del astillador estacionario y un silo de almacenaje de biomasa.

La zona de recepción tiene por objetivo registrar la cantidad de trozos de desechos que se reciben y revisar los camiones que ingresan. Además, se inspeccionará la calidad de los trozos de modo que se rechacen aquellos que no cumplan las especificaciones de calidad para su utilización en la planta. La descarga de los trozos de desechos se realizará por medio de cargadores móviles y apilados ordenadamente en la zona de acopio.

52

La zona de acopio requiere de un área de almacenamiento de los trozos de desecho al aire libre y una zona concretada y techada para acopiar parte de los trozos antes de ingresar al astillador y si es el caso material astillado proveniente de ramas y hojas. La zona de acopio al aire libre debe permitir almacenar al menos el consumo de tres meses de la planta, lo que significa una superficie de una hectárea para almacenamiento.

La zona de astillado debe ser concretada y techada para la instalación del astillador estacionario para la preparación de la biomasa de los trozos de desechos. En esta zona los trozos son astillados y transportados por medio de correas transportadoras al silo.

El silo de almacenamiento y mezcla de biomasa debe ser de una capacidad de 1.600 m3 de manera que permita la autonomía de un día y medio de alimentación de la planta. Este silo es de paredes y techo con planchas metálicas montadas en una estructura de acero y con piso de concreto. Este silo puede ser del tipo “hangar” con doble puerta de acceso al frente para cargar combustible astillado con un tractor y descarga superior desde las correas transportadoras con el material astillado del astillador. Además, existe un transporte automatizado de la pila del material combustible desde el piso con tornillos sin fin y correas transportadoras para la alimentación de la correa transportadora que traslada el material combustible a la caldera.

5.2.4.2 Caldera de vapor y manejo de cenizas

La caldera de vapor es el equipo compuesto por un sistema de combustión para el material combustible e instalaciones para el flujo del vapor. La caldera de vapor seleccionada es del tipo acuotubular que son las que se utilizan en la generación de vapor para turbinas conectadas a un generador y posee una producción de vapor de acuerdo a las exigencias de la turbina de vapor. La caldera seleccionada produce vapor de 50 ton/h, a presión del orden de 65 bares y 480°C de temperatura (Córdova, 2006b).

La caldera está compuesta por un silo alimentador que alimenta el sistema de combustión de la caldera con una capacidad equivalente a una hora de operación a plena capacidad. El sistema de combustión seleccionado es el sistema de parrilla viajera adecuado para este material combustible y por costo de inversión. También la caldera está compuesta por un precalentador de aire, que precalienta con la extracción de vapor el agua condensada para la caldera, un economizador que utiliza los gases de combustión para calentar el agua de alimentación de la caldera, un domo de vapor que es un cilindro acostado que posee en la parte superior vapor de agua y en la parte inferior líquido, un sobrecalentador que es donde se recalienta el vapor, y una chimenea con un control de emisiones. Asimismo, cuenta con un multiciclón para separar el material particulado y las cenizas, y un estanque de purgas (residuos) (Córdova, 2006b).

El manejo de cenizas es un sistema que permite eliminar las cenizas, tanto del área de combustión de la caldera como las recolectadas en el multiciclón. Estas cenizas deben ser transportadas por una correa elevadora y descargadas en un silo de almacenamiento con capacidad, de al menos 24 horas, cuando la planta opera a máxima capacidad. Este silo debe estar en altura para permitir la descarga en camiones para su traslado fuera de la planta (Córdova, 2006b).

5.2.4.3 Turbina de vapor

La elección de la turbina es una etapa fundamental en la selección de los equipos, debido a que dependiendo de la turbina, la eficiencia de la planta puede ser optimizada. La turbina seleccionada puede ser un modelo en serie, que permita generar los 9,5 MWe en los bornes del generador. Esta turbina debe ser a condensación con extracciones para

53

transferir calor a los equipos del ciclo termodinámico de generación. La presión del vapor a la salida de la turbina hacia el condensador, debe ser inferior a 0,1 bares. La turbina requiere extracciones de vapor para abastecer el desgasificador de la caldera y precalentar el agua de alimentación de la caldera antes del economizador, para así mejorar la eficiencia de la planta. También, si es posible, se pueden utilizar recalentadores de vapor incorporados en la caldera en etapas intermedias de la turbina, que permitan mejorar la eficiencia de la planta al salir el vapor de la turbina, pasar por el recalentador e ingresar de nuevo a la turbina (Córdova, 2006b).

5.2.4.4 Generador

El generador debe ajustarse a las especificaciones de la turbina y entregar la potencia definida para la planta. En este caso el generador debe entregar una potencia de 9,5 MWe en los bornes. El generador necesita de una subestación para la conexión al sistema eléctrico con un transformador referencial de 13,4 kV/14 MVA (Córdova, 2006b).

5.2.4.5 Condensador

El condensador tiene la capacidad de condensar todo el vapor que pasa por la turbina y operar como máximo a 0,1 bares de presión en el lado del vapor. Este está compuesto de una carcaza y tubos con superficie de intercambio de calor entre el vapor y el agua de enfriamiento, además de un eyector y elementos auxiliares. Por otro lado, el agua de enfriamiento del condensador pasa por un circuito con torres de enfriamiento (Córdova, 2006b).

5.2.4.6 Sistema de enfriamiento del condensador

El sistema de enfriamiento del condensador se compone por torres de enfriamiento sobre piscinas para agua de hormigón, dos bombas de circulación de agua de enfriamiento (una de servicio y otra de respaldo) y piping, y un sistema de reposición de agua de enfriamiento que repone el agua evaporada en las torres (Córdova, 2006b).

5.2.4.7 Sistema de alimentación de agua a la caldera

El sistema de alimentación de agua a la caldera está compuesto por11 (Córdova, 2006b):

• dos bombas de pozo profundo, para el abastecimiento de la planta a un estanque de agua bruta,

• dos estanques de almacenamiento para agua bruta y tratada,

• dos bombas de agua bruta que impulsan el agua desde el estanque al sistema de tratamiento,

• dos bombas de agua tratada, para impulsar el agua de reposición de la caldera desde el estanque de agua tratada al circuito de retorno del condensado de la caldera,

• sistema de tratamiento de agua con ablandadores, planta desmineralizadora.

11 Las dos bombas son una para servicio y otra de respaldo.

54

• equipos de alimentación de agua a la caldera: desgasificador, dos bombas de agua de alimentación que impulsan el agua desde el desgasificador al economizador de la caldera, sistema de dosificación de productos químicos para el agua de la caldera y precalentadores de agua, es decir, intercambiadores de calor vapor-agua, ubicados aguas arriba del desgasificador.

A continuación se muestra el diagrama del proceso de la planta termoeléctrica a biomasa forestal:

Figura N ° 8. Diagrama del proceso de la planta termoeléctrica con biomasa forestal Fuente: Elaboración propia.

5.2.5 Recursos Humanos

Para la operación de este tipo de plantas se requiere de un personal administrativo, personal de operación y personal de mantenimiento.

5.2.5.1 Personal Administrativo

El personal administrativo para la planta corresponde al jefe de planta, asistente administrativo y una secretaria.

5.2.5.2 Personal de operación

El personal de operación para la planta está compuesto por un ingeniero, operadores de la sala de control y asistentes de operación. Además de los técnicos mecánicos y eléctricos encargados de los equipos de la planta.

55

5.2.5.3 Personal de mantenimiento

El personal de mantenimiento está encargado de la mantención de los equipos de la planta para su buen funcionamiento a cargo de un área técnica y de empresas de servicios acorde al tipo de mantención.

5.3 UBICACIÓN DE LA PLANTA TERMOELÉCTRICA 5.3.1 Análisis de las ubicaciones potenciales

Las ubicaciones potenciales para la localización de la planta termoeléctrica con biomasa forestal que reúnan las condiciones de cercanía al recurso forestal y permitan la conexión a la red, son preliminarmente Curacautín, Victoria y Lautaro. Para la determinación de la ubicación, se estimaron los costos de los desechos para las distintas ubicaciones.

Para la estimación de los costos de los desechos para la planta se debe tener en cuenta que poseen un alto costo debido a que es necesario ingresar al bosque para extraerlo, a diferencia de los desechos de la industria de transformación de la madera, tales como aserrín, viruta y corteza. En el área de estudio, el principal uso de la biomasa nativa extraída por las faenas existentes, es la industria formal para la parte del fuste comercial, y la mayor proporción de menor calidad principalmente para leña y el resto a una cancha de la planta de OSB de Louisiana Pacific. La base de cálculo para los costos de estos desechos forestales será la leña, comercializada por metro estéreo12 de leña, debido a que es el precio que posee mayor incidencia en la comercialización de la madera nativa en la zona. Estos precios varían según la ubicación de la planta, preliminarmente Curacautín, Victoria y Lautaro. Los costos de los desechos forestales según ubicación se muestran a continuación (USD: $528,77):

Tabla N ° 10. Costos de los desechos forestales

Curacautín Victoria LautaroOrilla a camino (USD/BDMT) 40 40 40

Flete (USD/BDMT) 13 15 13Carguío (USD/BDMT) 3 3 3Astillado (USD/BDMT) 6 6 6

Total (US$/BDMT) 63 65 63Orilla a camino (USD/BDMT) 37 37 37

Flete (USD/BDMT) 15 15 19Carguío (USD/BDMT) 3 3 3Astillado (USD/BDMT) 6 6 6

Total (USD/BDMT) 62 62 66Orilla a camino (USD/BDMT) 40 40 40

Flete (USD/BDMT) 15 15 13Carguío (USD/BDMT) 3 3 3Astillado (USD/BDMT) 6 6 6

Total (USD/BDMT) 65 65 6363 64 64Precio promedio

Ubicación de planta

Lautaro

Area de abastecimiento Precio

Victoria Pehuenco

Curacautín Malalcahuello

BDMT (Bone Dried Metric Ton) o Tonelada seca: esta unidad corresponde a una tonelada métrica (1.000 kg) de astillas secas (0%). Estas son las que usualmente se emplean en el comercio mundial de astillas en países con sistema métrico decimal. Fuente: Elaboración propia a partir de Sanhueza, 2006.

12 Metro estéreo: ruma de leña circunscrita a un cubo de 1 metro de largo, 1 metro de alto y 1 metro de ancho, incluyendo los espacios de aire entre los trozos de leña; es la unidad de comercialización de leña más usada.

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Como se muestra en la tabla N° 10 la ubicación de Curacautín es la que posee el menor costo promedio con 63 dólares por tonelada seca, sin embargo, las otras ubicaciones de Victoria y Lautaro con 64 dólares no poseen una diferencia significativa. No obstante, se selecciona Victoria para la localización de la planta, por permitir un abastecimiento alternativo de otras áreas en caso de escasez de biomasa, dado que es un aspecto muy importante a considerar para la operación de la planta por ser la biomasa forestal su fuente de energía.

5.3.2 Conexión al SIC

La planta debe ser ubicada cerca de la subestación Victoria, debido a que la inversión en línea de transmisión es significativa. La subestación Victoria se encuentra en la salida de Victoria camino a Curacautín. Para la conexión al SIC se asume una inversión en línea de transmisión para una distancia de un kilómetro desde la subestación Victoria a la planta.

SubestaciónVictoriaSubestaciónVictoriaSubestaciónVictoria

Figura N ° 9. Ubicación de subestación Victoria y radio de ubicación de la planta Fuente: Carta IGM, Victoria, Escala 1:50.000.

5.3.3 Aspectos Ambientales

En relación a los estudios ambientales, de acuerdo al marco regulatorio medio ambiental las centrales generadoras de energía mayores a 3 MW deben someterse a un Estudio de Impacto Ambiental (EIA) o Declaración de Impacto Ambiental (DIA). Debido a que este proyecto no genera ninguno de los impactos ambientales mencionados en el artículo 11 de la ley medioambiental, se sometería a una Declaración de Impacto Ambiental.

En la zona de localización de la planta termoeléctrica, no existen restricciones particulares en relación a las normas de emisión de aire y ruido. En este contexto, de acuerdo a la declaración de impacto ambiental de un proyecto similar de Forestal y Papelera Concepción consistente en una planta de 10 MW, las emisiones a la atmósfera durante la

57

operación del proyecto , previo a su paso por un multiciclón serán las generadas producto de la combustión de la biomasa, cuyos gases contendrán Material Particulado, NOx, SO2, CO, los cuales se estiman que no serían significativos, y asimismo las emisiones de ruidos se estiman bajo la norma (Forestal y Papelera Concepción, 2005).

Otro aspecto ambiental importante en la operación de la planta, es el manejo de las cenizas, es decir, de los minerales contenidos en la biomasa para que puedan ser introducidas al ciclo natural. El gran problema es definir que parte de las cenizas pueden ser utilizadas para ser devueltas a los bosques, pues estas necesitan un pretratamiento para su utilización, lo cual requiere del desarrollo de las tecnologías y logísticas para ello. En algunos países se utilizan vertederos para el depósito de las cenizas, pero idealmente se tiene que buscar integrar los minerales presentes en las cenizas, para que se devuelvan como nutrientes a los bosques o agricultura, según sea el origen de la biomasa.

5.4 ESTIMACIÓN DE BONOS DE CARBONO 5.4.1 Mercado del carbono

El mercado del carbono es un sistema de comercio a través del cual los gobiernos, empresas o individuos pueden vender o adquirir reducciones de emisiones. Estas reducciones de emisiones son independientes al lugar del planeta en que se realicen, debido a que el efecto de los GEI es global e independiente de donde son realizados hoy o en unos años, pues el efecto de los GEI en la atmósfera es permanente. En el mecanismo de desarrollo limpio, las transacciones se realizan basadas en las reducciones cuantificadas por el desarrollo de proyectos. Estos certificados de reducciones de emisiones en el caso que no hayan sido emitidos, se transan como reducciones futuras que realizaría el proyecto, pero asumiendo el riesgo, por ejemplo de la no reducción de las emisiones o elaboración del proyecto. En cambio si los CERs han sido emitidos se transan reducciones que involucran menor riesgo (CNE et al., 2006).

En este mercado se transan los certificados de reducciones de emisiones (CERs, por su sigla en inglés) que son generados en la fase de ejecución del proyecto MDL. Un CER corresponde a una tonelada métrica de dióxido de carbono equivalente (ton CO2e) y los gases de efecto invernadero son considerados en toneladas de CO2 equivalente según su potencial de calentamiento global (CNE et al., 2006).

La comercialización de los CERs se realiza por medio de un contrato de compraventa de las reducciones generadas por un proyecto MDL, que estipula las relaciones entre el interesado en adquirirlas y el oferente, en lo referido a la adquisición, transferencia y distribución. Estos se podrán comercializar por medio de una transferencia inmediata, no disponible actualmente, y la venta futura de las reducciones. Los contratos cambian dependiendo de los oferentes y los interesados en adquirir las reducciones según quien asuma el riesgo. Además, están los brokers que son intermediarios que se encargan de encontrar los mejores compradores de los CERs (CNE et al., 2006).

En el año 2005 se registró un aumento importante de las transacciones de reducción de emisiones, en comparación al año 2004 alcanzando los 374 millones de ton CO2e por un monto de 2.708 millones de dólares. Los precios observados para los CERs bordean los 8 dólares para el período de Enero del 2005 al primer trimestre del 2006 (Capoor et al., 2006). Según Haites (2004) el valor de los CERs se estiman que estarán entre 5 a 15 dólares.

58

El principal comprador de CERs de Enero del 2005 al primer trimestre del 2006 es Japón con un 38% y a continuación países de Europa, tales como Reino Unido (15%), Italia (11%), Países Bálticos (8%), Holanda (8%), España (5%) y otros países. El mayor oferente de CERs en este mismo período es China (66%) seguido por Brasil (10%), Latinoamérica (7%) y otros países (Capoor et al., 2006).

5.4.2 Descripción de los requisitos como proyecto MDL de la planta con biomasa forestal

Este proyecto energético tiene el objetivo de reducir la emisión de GEI, por la generación de electricidad con combustibles fósiles, por medio del desplazamiento generado de energía renovable producida a partir de biomasa forestal.

En el marco del MDL los requisitos que debe cumplir se mencionan a continuación:

- La condición de adicionalidad de este proyecto, se explica debido a que sólo si el proyecto se realiza genera reducciones de emisiones de GEI, por el desplazamiento de plantas del sistema eléctrico que utilizan combustibles fósiles. Además, los ingresos que se generan por las ventas de bonos de carbono aumentan la rentabilidad, mejorando las posibilidades de desarrollo de este proyecto.

- Aceptación de este tipo de plantas para ser desarrolladas conforme a la legislación ambiental chilena.

- Aporte al desarrollo sustentable de Chile en el ámbito forestal, por la posibilidad del manejo forestal sustentable del bosque nativo, y en el ámbito del desarrollo de las energías renovables en el sistema eléctrico chileno.

- Información suficiente para establecer la línea base de este proyecto.

5.4.3 Metodología para la estimación de reducción de CO2e de la planta con biomasa forestal

La reducción de emisiones del proyecto se estima de la siguiente forma:

yy,Py,Ey LEMBLPNE −−=

Donde:

proyecto del FugasL

)PP(P proyecto del sactividade la de EmisionesEM sistema

del eléctrica energía de entodesplazami del emisiones las de base LíneaBL

proyecto del emisiones de ReducciónPNE

y

E3,yE2,yE1,yy,P

y,E

y

=

++=

=

=

o

( ) yy,3Ey,2Ey,1Ey,Ey LPPPBLPNE −++−=

Donde:

59

/año)(tCO proyecto del FugasL

/año)(tCO planta la de dentro biomasa la de transporte del proyecto del EmisionesP

/año)(tCO planta la a biomasa la de transporte del proyecto del EmisionesPe/año)(tCO planta

la en biomasa la de controlada combustión la de proyecto del EmisionesPe/año)(tCO sistema

del eléctrica energía de entodesplazami del emisiones las de base Línea BL

/año)(tCO proyecto del emisiones de ReducciónPNE

2y

2y,3E

2y,2E

2

y,1E

2

y,E

2y

=

=

=

=

=

=

La metodología a utilizar en la estimación de la línea base de las emisiones del desplazamiento de energía eléctrica del sistema, será la metodología ACM0002 “Consolidated methodology for grid-connected electricity generation from renewable sources”, y se estima de la siguiente forma:

yy,adelectricidy,E EG*EFBL =

Donde:

(MWh/año) y año el durante planta la por eléctrica energía de neta eneraciónGEG/MWh)(tCO y año el durante proyecto

al debido adelectricid de entodesplazami el para CO de emisiones de Factor EF yaño el durante

sistema del eléctrica energía de entodesplazami del emisiones las de base LíneaBL

y

2

2y,adelectricid

y,E

=

=

=

El factor de emisiones de la línea base (EFelectricidad,y) se calcula de la combinación del factor de emisiones del margen de operación (EFOM,y) y factor de emisión del margen de construcción (EFBM,y), es decir, de la siguiente forma:

y,BMBMy,OMOMy,adelectricid EF*wEF*wEF +=

Donde EFOM corresponde al promedio ponderado de emisiones por unidad de electricidad (tCO2/MWh) de todas las fuentes de generación que sirven para el sistema, excluyendo las plantas de costo de operación cero o bajos, basado en los datos estadísticos de los últimos años. Y EFBM corresponde al promedio ponderado de los factores de emisión del grupo de centrales representadas por las cinco plantas más recientes o el 20% construido más recientemente.

Los coeficientes de ponderación son wOM y wBM para el factor de emisión del margen de operación y del margen de construcción, y sus valores por defecto son 0,5, aunque la metodología permite proponer otros.

Existen cuatros metodologías para el cálculo del factor de emisión EFOM (CNE et al., 2006):

60

a. Método Simple OM: este método puede ser utilizado sólamente donde la operación de las fuentes low-cost/must-run13 constituyen menos del 50% de la generación total del sistema eléctrico. Además sólo si el desarrollador del proyecto dispone de la siguiente información: consumo de combustible de todas las centrales eléctricas conectadas al sistema eléctrico en los últimos tres años y la generación de todas las centrales eléctricas conectadas al sistema eléctrico en los últimos tres años. Este no puede ser utilizado en el SIC debido a la matriz energética que posee más del 60% de energía hidráulica.

b. Método Simple con Ajuste OM: este método puede ser usado sólamente donde la operación de las fuentes low-cost/must-run representan más del 50% de la generación total del sistema eléctrico. Además, sólo si el desarrollador del proyecto dispone de la siguiente información: consumo de combustible de todas las centrales eléctricas conectadas al sistema eléctrico en los últimos tres años; la generación de todas las centrales eléctricas conectadas al sistema eléctrico en los últimos tres años; si las fuentes de información permiten identificar y separar las fuentes de generación en low-cost/must-run y otras fuentes (se debe incluir, si existe, las importaciones de energía); generación horaria de todas las centrales eléctricas conectadas al sistema eléctrico (despacho horario, sin orden de mérito) para los últimos tres años. Este método puede ser aplicado al SIC.

c. Análisis de Datos de Despacho OM: este método es recomendado en la metodología ACM0002 para cualquier red o sistema y es la opción que debe ser privilegiada para el cálculo del EFOM. Sin embargo, su utilización dependerá de la disponibilidad de información específica (al orden de despacho de carga de las centrales de generación del sistema) relacionada con la operación de las centrales de generación del sistema eléctrico. Con este método, el EFOM es calculado en base al último 10% de generación despachada cada hora. Además, sólo si el desarrollador del proyecto dispone de la siguiente información: consumo de combustible de todas las centrales eléctricas conectadas al sistema eléctrico en los últimos tres años; la generación de todas las centrales eléctricas conectadas al sistema eléctrico en los últimos tres años; generación horaria de todas las centrales eléctricas conectadas al sistema eléctrico (despacho horario, incluyendo orden de mérito) para los últimos tres años. Este método puede ser aplicado al SIC.

d. Método del Margen de Operación Promedio OM: este método puede ser usado sólamente donde la operación de las fuentes low-cost/must-run constituyen más del 50% de la generación total del sistema. Este método de cálculo es usado cuando no hay información que permita usar el método mencionado en b. Además, sólo si el desarrollador del proyecto dispone de la siguiente información: consumo de combustible de todas las centrales eléctricas conectadas al sistema eléctrico en los últimos tres años; la generación de

13 Según la metodología ACM0002, generación low-cost/must-run, incluye usualmente la generación hidráulica, geotérmica, eólica, biomasa a bajo costo, nuclear y solar. Incluso, la generación con carbón puede ser considerada en este grupo si se demuestra que la operación de la generación con carbón es del tipo must-run (central despachada en base o despachada la mayor parte del tiempo).

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todas las centrales eléctricas conectadas al sistema eléctrico en los últimos tres años. Este método puede ser aplicado al SIC.

La metodología seleccionada para el cálculo del factor de emisión del margen de operación por simplificación, es el Método Simple con Ajuste OM, debido a que no se posee de la información requerida para el Análisis de Datos de Despacho OM.

El factor de emisión del margen de construcción EFBM corresponde al promedio ponderado de los factores de emisión del grupo de centrales representadas por las cinco plantas más recientes o el 20% construido más recientemente. Para este proyecto de memoria se seleccionó la segunda opción, es decir, el grupo de plantas representadas por el 20% construido más recientemente.

5.4.4 Estimación de la reducción de emisiones

La reducción de emisiones totales del proyecto se obtiene de la siguiente forma:

( ) yy,3Ey,2Ey,1Ey,Ey LPPPBLPNE −++−=

Reemplazando los resultados de las variables calculadas (Ver detalle de cálculo en Apéndice N° 2):

( ))año/etCO( 236.24PNE

053544361 25.195PNE

22005

2005

=

−++−=

Por lo tanto, la reducción de emisiones total de este proyecto sería aproximadamente de 24.236 tCO2e/año si la planta funciona con un 80% de factor de planta.

5.4.5 Bonos de carbono transables en el mercado de carbono

Este proyecto, al postular como proyecto MDL, puede optar a vender sus reducciones de emisiones durante el primer período de reducción de emisiones desde el año 2008 al 2012, es decir, durante 5 años. Esto es un supuesto conservador, pues no se sabe si el Protocolo de Kyoto se extenderá más allá del 2012. Esto significa que se podrían vender como bonos de carbono, aproximadamente la cantidad de 24.236 toneladas de CO2 anualmente, durante 5 años, a un precio aproximado de 10 dólares por tonelada de carbono.

5.5 CONTRIBUCIÓN DEL PROYECTO AL MANEJO FORESTAL SUSTENTABLE DE LOS RENOVALES DE ROBLE, RAULÍ, COIHUE

La alternativa de utilizar como fuente de energía el bosque nativo, específicamente los renovales de Roble, Raulí, Coihue, permitiría valorizar el recurso bosque, ya que para la industria forestal no es negocio, debido a sus bajos rendimientos en madera de calidad. Por lo tanto, para incorporar los renovales es necesario un manejo forestal intensivo, es decir, cosechar los peores árboles en beneficio del bosque futuro, para así extraer la madera sin uso comercial en forma económica que permita costear las intervenciones. De esta forma la utilización de los desechos del manejo forestal como recurso energético genera un mercado para su utilización e incentiva el manejo de los renovales, acompañado de los beneficios que entrega en forma integral al recurso en los aspectos económico, social y ambiental.

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5.5.1.1 Aspecto Económico

Los beneficios que genera la utilización de estos renovales nativos, es la independencia energética que genera utilizar una fuente de energía propia e impedir quedar expuesto a las variaciones de precios y disponibilidad de las fuentes de energías tradicionales, tales como el petróleo y gas. Además, esta fuente de energía es más barata que otros combustibles, es así que este recurso toma un mayor valor económico al transformarse en una fuente de energía que permite ser sometido a un manejo forestal sustentable, y en el largo plazo permita obtener otros tipos de productos con mayor valor agregado por el mejoramiento de la calidad de los bosques.

5.5.1.2 Aspecto Social

Entre los beneficios sociales está el alto impacto en la generación de empleos, que si lo comparamos con otras fuentes energéticas, genera 10 veces más empleo que la energía nuclear y 3 a 4 veces más que el petróleo. Además, impacta principalmente en la generación de empleo rural aledaña al recurso, entregando más oportunidades para el mejoramiento de la condición social local, reduciendo así la migración a la ciudad. También la utilización de este recurso forestal como fuente energética, genera por megawatt instalado, 5 a 10 empleos directos y 15 a 30 empleos indirectos (Emanuelli, 2005).

5.5.1.3 Aspecto Ambiental

La utilización de biomasa nativa como fuente de energía, genera beneficios ambientales en la reducción de emisiones, debido a que el balance de CO2 emitido es neutro, pues en una combustión completa sólo se produce agua y CO2, pero la cantidad de CO2 emitido fue capturado por las plantas durante su crecimiento. Esto basado en que el CO2 de la biomasa de las plantas forma parte de un flujo de circulación continuo entre la atmósfera y la vegetación, sin un aumento de CO2, de tal forma que la vegetación se renueva a la misma velocidad que se degrada. Esto implica asegurar un manejo forestal sustentable para que esta condición se cumpla y así mejorar las condiciones para la captura de carbono del bosque futuro. Además, la combustión controlada de la biomasa forestal posee bajas emisiones de NOx y SOx, en comparación a los combustibles fósiles, aportando así, a la disminución de los gases de efecto invernadero que son responsables del calentamiento global.

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6 EVALUACIÓN ECONÓMICA 6.1 ANTECEDENTES GENERALES DE LA EVALUACIÓN

A continuación se presentan los antecedentes principales para la evaluación del proyecto de instalación de una planta termoeléctrica con desechos del manejo de renovales de Roble, Raulí, Coihue para la generación de energía eléctrica:

- Planta termoeléctrica con biomasa forestal de potencia bruta 9,5 MWe y potencia neta 9 MWe, localizada en Victoria con un consumo específico de 0,91 tonseca/MWh.

- El período de evaluación de este proyecto de memoria considera 20 años, que es lo utilizado para este tipo de proyectos. La operación de la planta se considera puesta en servicio a partir del año 2008 hasta el año 2027, con un período de construcción de un año y medio a partir de mediados del año 2006. La inversión se hace con un 25% en el año 2006 y 75% el año 2007.

- La tasa de descuento a utilizar corresponde a un 10% anual. En general la tasa de descuento aplicada a proyectos eléctricos, va desde un 10-15% anual (Área de energía, 2003).

- La tasa de impuesto a la renta corresponde a un 17%.

- La evaluación se realiza en dólares y se considera un tipo de cambio de 528,77 $/USD al mes de Marzo del 2006 de acuerdo al Banco Central de Chile.

6.2 INVERSIÓN

A continuación se detallan las inversiones necesarias para la realización del proyecto, la que considera los equipos, montaje de los equipos, obras civiles, terreno e ingeniería. Los montos de la inversión se obtuvieron a partir de la consulta a expertos (Córdova, 2006b):

6.2.1 Sistema de manejo de combustible

Las inversiones en esta sección son el sistema de almacenamiento y manejo de la biomasa, y el astillador que bordea los 870.000 USD.

6.2.2 Unidad de generación

En esta sección están los equipos de la unidad de generación, que corresponden a la caldera, turbina, generador, condensador, sistema de enfriamiento del condensador, manejo de cenizas y planta desmineralizadora. Además, el sistema de control y monitoreo, subestación y los equipos auxiliares. También los costos asociados al transporte e internación de equipos, montajes de los equipos, obras civiles y terreno. Todos estos ítems de inversión alcanzan 10.958.500 USD.

6.2.3 Transmisión

Considerando una línea de transmisión de un kilómetro, si se asume que el terreno para la instalación de la planta se encuentra cercano a la subestación para la conexión al SIC. La inversión por este concepto es de aproximadamente 75.000 USD.

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6.2.4 Estudios

Los estudios necesarios para este proyecto son los relacionados a la declaración de impacto ambiental y los estudios de ingeniería para la planta, esto significa un monto de inversión de 1.335.000 USD. Los costos involucrados en el proceso de venta de los bonos de carbono se considera que los asume el interesado en la compra de estos.

Tabla N ° 11. Detalle de inversión

Sistema de almacenamiento y manejo de biomasa, astillador 870.000Subtotal 870.000

Caldera 3.562.000Turbina, generador y condensador 2.770.000Sistema de enfriamiento condensador 142.000Manejo de cenizas 118.000Planta de desmineralizado, dos estanques, desaireador, bombas y conexiones 198.000Sistema de control y monitoreo 316.000Subestación y SS/AA 350.000Equipos auxiliares 158.000Transportes e internación de equipos 400.000Montajes de equipos 1.070.500Obras civiles 1.724.000Terreno 150.000Subtotal 10.958.500

Línea de transmisión 1 Km 75.000Subtotal 75.000

Ingeniería 1.300.000DIA 35.000Subtotal 1.335.000SUBTOTAL 13.238.50010 % imprevistos 1.323.850TOTAL 14.562.350

SISTEMA DE MANEJO DE COMBUSTIBLE

UNIDAD DE GENERACIÓN

TRANSMISIÓN

ESTUDIOS

Fuente: Elaboración propia a partir de Córdova, 2006b.

De acuerdo a este monto de inversión total 14.562.350 USD, la inversión por unidad de potencia instalada es aproximadamente de 1.533 USD/kW.

6.3 COSTOS

Los costos asociados a este proyecto están divididos en costos fijos y costos variables, los primeros, referidos a la operación y mantención de la planta, y los segundos a los costos de la materia prima como combustible.

6.3.1 Costos fijos

Los costos fijos corresponden a la mano de obra, gastos generales y la fracción fija de la mantención.

Los costos de la mano de obra detallados, se muestran a continuación:

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Tabla N ° 12. Detalle de costo en mano de obra

Cargo N° de personas Costo mensual (USD/mes)

Total (USD/anual)

Jefe de Planta 1 5.575 66.900Ingeniero Asistente 1 2.788 33.460Operadores Sala control 5 6.042 72.500Asistentes Operación 9 5.017 60.200Técnico Mecánico 1 925 11.100Técnico Eléctrico 1 925 11.100Asistente Administrativo 1 650 7.800Secretaria 1 800 9.600Total 20 22.722 272.660

Como se observa en la tabla N° 12 los costos en mano de obra se estiman en 272.660 USD. Además, de los costos asociados a gastos generales, se estiman en 54.000 USD y los costos fijos de mantenimiento en 85.000 USD. Esta planta por ser menor a 9 MW queda exceptuada del pago de peaje por el uso del sistema de transmisión troncal, según lo estipulado en la Ley Corta I.

6.3.2 Costos variables

Los costos variables son los asociados al costo del combustible, es decir, a los desechos forestales como material combustible. El costo del combustible por tonelada seca para la ubicación seleccionada, es decir Victoria, se estima en 64 USD/tonseca (Ver punto 5.3.1). El consumo total de la planta a un factor de planta de un 80% se estima en 57.691 toneladas secas.

Además, están los costos variables asociados al mantenimiento de la unidad generadora estimados en 2,73 USD/MWh al año.

6.4 INGRESOS

La planta tiene ingresos por concepto de la venta de energía, potencia y bonos de carbono.

6.4.1 Ingresos por venta de energía

Los ingresos por venta de energía corresponden al pago recibido por la energía inyectada al SIC. En este caso, el tamaño definido posee beneficios expresados en el Reglamento para medios de generación no convencionales y pequeños medios de generación que permite a medios de generación no convencionales menores a 9 MW de ser autodespachados, es decir, cuya operación no está sujeta al resultado de la optimización de la operación del sistema efectuada por el CDEC. La venta de energía se realiza en su totalidad al mercado spot a los costos marginales correspondientes, representado como su valor promedio en el precio básico de la energía del informe técnico de fijación del precio nudo.

Para el desarrollo de este proyecto de memoria se asumió un factor de planta de un 80% de la unidad generadora de 9 MWe neto, esto significa una estimación de energía anual generada de 63.072 MWh. Debido a la incertidumbre en el abastecimiento de gas natural desde Argentina, la introducción del gas natural licuado (GNL), la prohibición de Bolivia de traspasar gas natural de Argentina a Chile y el déficit de nueva potencia instalada para los próximos años, es difícil una estimación del precio de la energía. Por lo tanto, se definió establecer tres escenarios de precios de la energía al nudo Temuco (se utiliza nudo de

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Temuco por simplificación, además no existe mayor variación si el precio se lleva con el factor de penalización a la Subestación Victoria), para su venta en el mercado spot, proyectados en un escenario normal, pesimista y optimista para el período de evaluación14.

- Escenario Normal: en este escenario se estableció que las señales de precios producto de las condiciones actuales de incertidumbre consideradas en la proyección del precio nudo por la CNE, no se ven alteradas en el largo plazo. Por lo tanto, el precio nudo de la energía en nudo de Temuco obtenido en el informe de fijación de precio de nudo al mes de Abril del año 2006 que corresponde a 97,45 USD/MWh se mantiene constante en todo el período de evaluación.

- Escenario Pesimista: en este escenario se establece que la actual señal de precio establecida por la CNE va en disminución en un 15% del precio de la energía a Abril del año 2006 por un período de cinco años (2008-2012) producto de la normalización de los escenarios futuros esperados de la incertidumbre de abastecimiento de gas natural, hidrologías normales e inversión de nuevos proyectos. Es decir, una disminución desde 97,45 USD/MWh del precio de la energía en nudo Temuco al año 2008 a 83,64 USD/MWh en el año 2012, manteniéndose constante los años siguientes del período de evaluación.

- Escenario Optimista: en este escenario se establece que la actual señal de precios establecida por la CNE sigue en aumento en un 15% del precio de la energía a Abril del año 2006 por un período de cinco años (2008-2012) producto de la agudización en la incertidumbre del abastecimiento de energía, por la falta de inversión en nueva potencia instalada y suministro de gas natural. Es decir, un aumento desde 97,45 USD/MWh del precio de la energía en nudo Temuco al año 2008 a 112,92 USD/MWh en el año 2012, manteniéndose constante los años siguientes del período de evaluación.

La proyección del precio de la energía en el nudo Temuco en los distintos escenarios expresados anteriormente se muestra a continuación:

14 Escenarios establecidos según consulta al profesor Luis Vargas del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Chile y referencia CNE, 2006b.

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Gráfico N ° 3. Proyección de precios de la energía según escenario

Proyecciones de precio de la energía en nudo Temuco

40

60

80

100

120

2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028

Años

USD

/MW

h

Normal Pesimista Optimista

Fuente: Elaboración propia a partir de la consulta al Profesor Luis Vargas.

6.4.2 Ingresos por venta de potencia

Los ingresos por venta de potencia son referidos a la potencia firme que representa un indicador de su aporte a la capacidad del sistema eléctrico en relación a aspectos de suficiencia y seguridad de servicio.

La potencia firme es calculada según la regulación vigente, en base a las normas expuestas en la resolución de la CNE de Noviembre del 2001, respecto del procedimiento de cálculo de la potencia firme y valorización de transferencias de potencias de punta. En esta resolución, se establece que el cálculo de la potencia firme considera criterios de disponibilidad de suficiencia del sistema (disponibilidad de potencia), rapidez de partida de la planta y seguridad de suministro en relación a la capacidad de aumento de carga de la planta (Jiménez, 2004). Para el caso de este proyecto, se consideró una potencia firme referencial para plantas térmicas de un 70% de la potencia neta, es decir, la potencia firme se estimó en 6,3 MWe.

El precio de potencia a considerar es el fijado por la CNE al mes de Abril en el año 2006, este precio es mensual y no presenta mayor variación en el tiempo. El precio de la potencia al nudo Temuco es de 7,68 USD/kW-mes.

6.4.3 Ingresos por bonos de carbono

La venta de bonos de carbono sólo puede ser considerada durante el primer período de reducción de emisiones del año 2008 al 2012. Se considera este supuesto debido a que no se sabe si el Protocolo de Kyoto se extenderá más allá del 2012. La cantidad de bonos de carbono se estima en 24.236 toneladas de CO2e anuales que se venderían durante 5 años. El precio de los bonos de carbono se asume de aproximadamente 10 dólares por tonelada de carbono (Ver punto 5.4.1).

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6.5 ASPECTOS RELAVANTES DE LA EVALUACIÓN 6.5.1 Capital de trabajo

El capital de trabajo se estimó como los costos de producción de los tres primeros meses de operación de la planta.

6.5.2 Depreciación

La depreciación aplicada para la evaluación es la depreciación lineal a 8 años para todos los equipos y obras civiles por su simplificación.

6.5.3 Valor residual

Aunque existe un mercado para este tipo de instalaciones de segunda mano, este valor es despreciable, por lo que se estimó con valor nulo.

6.6 FLUJO DE CAJA E INDICADORES ECONÓMICOS

A partir de la información y antecedentes mencionados anteriormente los resultados de la evaluación con y sin venta de bonos de carbono (caso base) se muestran a continuación (Ver Apéndice N° 2):

Tabla N ° 13. Resultados de la evaluación sin bonos de carbono según escenario Escenario VPN (MUS$) TIR (%) PRC (años)

Normal 2.592 12,8 7Pesimista -1.355 8,3 8Optimista 6.875 16,5 6

Tabla N ° 14. Resultados de la evaluación con bonos de carbono según escenario Escenario VPN (MUS$) TIR (%) PRC (años)

Normal 3.222 13,5 6Pesimista -700 9,1 8Optimista 7.505 17,3 5

6.7 ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD

En el análisis de sensibilidad se busca analizar la variación de los resultados económicos en relación a los elementos más relevantes en el flujo de caja. Los elementos a considerar para el análisis de sensibilidad son la tasa de descuento, el costo del material combustible, los bonos de carbono y la inversión, y se analizará para las situaciones con y sin venta de bonos de carbono.

Para la variación de la tasa de descuento se utilizarán valores de 12% y 15%. Como se mencionó anteriormente la tasa de descuento de proyectos eléctricos varía entre 10 -15%.

En relación al costo del material combustible, se incrementaron a 70 y 76 USD, esto se debe a que el costo del material combustible puede variar por aumento del costo del combustible para el transporte, escasez del recurso por dificultades de extracción y obtención de biomasa forestal de otras zonas.

El precio de los bonos de carbono se varía incrementando a 15 y 20 USD, esto se debe a que en el futuro la necesidad de bonos de carbono de los países industrializados para cumplir sus compromisos puede aumentar y pagar un mayor precio por los CERs.

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Por último, se varió la inversión aumentando y disminuyendo en un 10% debido a que la inversión puede variar dependiendo de la tecnología y país de origen de la fabricación, de esta forma puede existir una variación de los montos de inversión.

Los resultados de este análisis de sensibilidad de los elementos mencionados se muestran a continuación (Ver Apéndice N° 2):

Tabla N ° 15. Resultados del análisis de sensibilidad para cada caso

12 15 70 76 15 20 (+) 10% (-) 10%VPN (MUS$) 620 -1.503 509 -1.619 - - 1.495 3.689TIR (%) 12,8 12,8 10,6 8,2 - - 11,5 14,2PRC (años) 7 7 8 9 - - 7 6VPN (MUS$) 1.198 -994 1.140 -956 3.537 3.852 2.125 4.319TIR (%) 13,5 13,5 11,3 8,9 13,9 14,3 12,1 15,1PRC (años) 6 6 7 8 6 6 7 6VPN (MUS$) -2.616 -3.953 -3.593 -5.892 - - -2.525 -199TIR (%) 8,3 8,3 5,4 2,1 - - 7,1 9,7PRC (años) 8 8 11 16 - - 10 8VPN (MUS$) -2.017 -3.425 -2.901 -5.156 -385 -70 -1.852 437TIR (%) 9,1 9,1 6,2 2,9 9,5 9,9 7,9 10,6PRC (años) 8 8 10 14 8 7 9 7VPN (MUS$) 4.124 1.141 4.793 2.703 - - 5.778 7.972TIR (%) 16,5 16,5 14,6 12,6 - - 15,1 18,2PRC (años) 6 6 6 7 - - 6 5VPN (MUS$) 4.702 1.651 5.423 3.341 7.821 8.136 6.408 8.603TIR (%) 17,3 17,3 15,3 13,3 17,6 18,0 15,8 19,0PRC (años) 5 5 6 7 5 5 6 5

Inversión CASOS

Optimista

Sin bonos

Con bonos

Normal

Sin bonos

Con bonos

Pesimista

Sin bonos

ESC

ENA

RIO

S

Tasa de descuento (%)

Costo del material de combustible (USD)

Bonos de carbono (USD)

Con bonos

6.8 RESULTADOS

Los resultados del análisis económico del proyecto de instalación de una planta termoeléctrica con biomasa forestal del manejo de renovales de Roble, Raulí, Coihue en la IX Región, indican ser una alternativa de baja rentabilidad y muy sensible a las variaciones de los elementos de evaluación. Por lo tanto, para la toma de decisión de la ejecución de un proyecto como éste, se debe tener la mayor precisión de la información base para la evaluación.

De acuerdo a los resultados del análisis económico y de sensibilidad se puede concluir:

- El proyecto presenta resultados ajustados si es exigido con tasas de descuentos mayores al 10%, resultando rentable sólo con tasa 12% para el escenario normal y para las dos tasas sensibilizadas en el escenario optimista. Por lo tanto, dependiendo de la tasa de rentabilidad exigida a este tipo de proyectos se puede considerar como un buen negocio.

- Por ser un proyecto que se basa en una materia prima para su operación y que posee un alto costo, requiere de ingresos estables en el tiempo para asegurar una rentabilidad. Por lo tanto, este proyecto se hace rentable en el caso que se mantenga el precio de la energía en el tiempo a precios del material combustible relativamente estables o con precios de la energía más altos que los actuales, si existe un incremento del valor del material combustible.

- El aumento del precio de los bonos de carbono mejora las rentabilidades del proyecto base, pero no en forma significativa debido a que su influencia es sólo por el primer período de compromiso (2008-2012), es decir, 5 años ya que después no se posee la certeza de su posible extensión. Esta situación cambiaría si los bonos de

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carbono se aplican para un horizonte de planificación más largo. Además, el aumento del precio de los bonos no entregan una mejora significativa de las rentabilidades para escenarios distintos a los evaluados en el caso base, pero si es una herramienta que permite mejorar la posibilidad de desarrollo de este tipo de proyectos.

- El aumento o reducción de la inversión sí posee una influencia importante en la rentabilidad, en el caso de un aumento, las rentabilidades tienden a empeorar pero sin cambiar en los escenarios donde el proyecto se hace rentable en el caso base. En cambio, la disminución de la inversión mejora notoriamente la rentabilidad, subiendo hasta dos puntos la tasa de rentabilidad, pero igualmente se mantienen los escenarios en los cuales el proyecto base son rentables.

Finalmente, este proyecto es muy sensible al nivel de inversión, costo del material combustible y precio de la energía. Estos aspectos son muy importantes, pues por ejemplo, un mayor nivel de inversión puede implicar una mejora en la eficiencia de la planta, por lo tanto un menor consumo de biomasa, pero no necesariamente genera un incremento en la rentabilidad del proyecto. Por tal motivo, un precio de la energía estable para la totalidad del horizonte de evaluación aparece como la variable más importante para obtener una rentabilidad aceptable pero sin mayor riesgo.

Es así, que el modelo de negocio que logra una rentabilidad interesante para un proyecto de este tipo es la venta de la energía en el mercado spot a un precio estabilizado, el cual se establece en la Ley Cota I. No obstante, todavía no está claramente definida la forma como se fijará, y dependiendo del nivel de precio que se establezca, será posible definir la rentabilidad de este tipo de proyectos.

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7 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES El estudio de factibilidad técnica y económica de la utilización de biomasa forestal proveniente del manejo de renovales de Roble, Raulí, Coihue, en el sector precordillerano de Curacautín, IX Región, en la generación de energía eléctrica a partir de una planta termoeléctrica de 9 MWe, resulta ser un proyecto de baja rentabilidad condicionado a la estabilidad y nivel de precio de la energía eléctrica a largo plazo, con ventajas adicionales de orden no económicas tal como las ambientales y sociales.

De la evaluación de las existencias de renovales de Roble, Raulí, Coihue, en el área de estudio correspondiente a las comunas de Curacautín, Victoria y Lautaro, se obtuvo que 47.606 hectáreas son potenciales para un manejo forestal. El volumen disponible de desechos forestales se estima en 142.818 m3 y 168.021 m3 incluyendo ramas y hojas. En relación a las características como combustible, particularmente, el poder calorífico inferior se estima cercano a las 2.000 kilocalorías por kilogramo al 50% de contenido de humedad (base verde) del material combustible.

En el contexto del tamaño de la planta se definió en 9 MWe neto, pues plantas de este tamaño están exentas del pago de peaje y pueden entregar todo lo que se genere al sistema eléctrico, es decir autodespacho, pudiendo así vender toda la energía al mercado spot. La tecnología seleccionada para la planta es el sistema de parrilla viajera, ya que principalmente posee costos de inversión relativamente bajos, disponibilidad en el mercado y se ajusta a la biomasa forestal. El consumo de la planta se estima en 57.691 toneladas secas equivalentes a 126.920 m3 al año de desechos forestales menor al volumen disponible en el área de estudio.

En el ámbito de la ubicación de la planta se selecciona la localización de Victoria, pues en caso de escasez de biomasa, posee ventajas en el abastecimiento alternativo de la planta en zonas cercanas, aunque entre las otras opciones evaluadas, Curacautín y Lautaro, no existe mayor diferencia desde el punto de vista económico. En la estimación de los bonos de carbono generados por la operación del proyecto producto del desplazamiento de generadores con combustible fósil en el Sistema Interconectado Central, se estima una reducción de 24.236 toneladas de CO2e anualmente durante el período 2008-2012.

De acuerdo a la evaluación económica de este proyecto a una tasa de descuento de un 10%, en el caso base del escenario normal presenta una TIR de un 12,8% y VPN de 2.592 miles de dólares para el caso sin venta de bonos de carbono. En cambio, con venta de bonos de carbono, se obtiene una TIR 13,5% y un VPN de 3.222 miles de dólares. Como se observa en las dos situaciones en el escenario normal el proyecto resulta ser de baja rentabilidad, así como también para el escenario optimista, al contrario del escenario pesimista que resulta ser definitivamente no rentable. Sin embargo, para la evaluación se asume un precio energía relativamente alto por la actual señal de precios entregada por la CNE producto de la incertidumbre en el abastecimiento de gas natural, la introducción del GNL y el déficit de nueva potencia instalada. No obstante, dependiendo de la evolución del precio de la energía y la materialización de los proyectos en relación a beneficiar los proyectos renovables no convencionales, es posible que se mantengan estos precios a largo plazo.

El modelo de negocio que se proyecta con mayor rentabilidad y menor riesgo es la venta de la energía a precio estabilizado, tal como se establece en la Ley Corta I. Este modelo se muestra como la mejor alternativa para obtener una buena rentabilidad, pues permite asegurar un ingreso relativamente constante y una fuente energética competitiva. Es importante aclarar que este tipo de proyectos, a diferencia de los que están actualmente

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en operación basados en biomasa forestal, posee una biomasa de un costo mucho mayor. Este mayor costo de la biomasa forestal se debe a que es necesario ingresar al bosque para su extracción, transporte y preparación con el objeto de ser utilizado en la planta. Por tal motivo, es necesario un precio estable a largo plazo para que sean rentables y permitir su participación en la diversificación de la matriz energética.

A partir de este estudio se pueden realizar una serie de recomendaciones. Primeramente este proyecto puede ser mejorado sustancialmente si se proyecta como una planta de cogeneración que posea ingresos por la venta de energía y vapor para procesos industriales. No obstante, la gran limitante para el desarrollo de esta alternativa es la necesidad de una industria demandante de energía térmica aledaña a la planta para su suministro de vapor. Esta configuración permitiría diversificar la venta de productos de la planta en más de un producto solamente eléctrico, y por consiguiente no quedar sujeto exclusivamente a las variaciones del mercado eléctrico.

Además, a causa de la gran importancia del costo de la biomasa forestal en la rentabilidad del proyecto, dado que es la fuente de energía y posee un costo significativo, se plantea como alternativa interesante para el mejoramiento del proyecto la utilización de una mezcla de combustibles. Esta mezcla de combustibles puede estar conformada, además de los desechos del manejo de renovales, por los desechos forestales provenientes de las plantaciones de rápido crecimiento y los desechos de la industria de transformación de la madera. Esta alternativa permite bajar los costos de la biomasa forestal, debido a los precios más bajos de las otras biomasas forestales, y por lo tanto mejorar la rentabilidad del proyecto, resultando así, un menor costo de producción de la energía eléctrica. Sin embargo, esta opción queda dependiente de la disponibilidad de desechos, tanto de la industria mecánica como de las faenas de cosecha, pues la gran mayoría de los bosques pertenecen a unas pocas empresas, lo que implica ser propietario o asegurar un mínimo de abastecimiento.

Por otro lado, un aspecto fundamental para una buena operación de este proyecto es el manejo de la biomasa, pues la producción de un material combustible homogéneo permite una buena eficiencia de la planta. Esta es una variable muy importante para la reducción de los costos de producción, debido a que un combustible heterogéneo genera mayor utilización de éste para la generación de la misma cantidad de energía. También, un aspecto esencial para la operación apropiada de la planta, es la logística de la obtención de la biomasa forestal, para así asegurar un abastecimiento estable en el tiempo que permita una alimentación adecuada de la caldera.

En relación a la obtención de los desechos forestales, la integración de las operaciones de extracción de madera, tanto de los desechos como los otros productos madereros, aparece como la alternativa más adecuada. Esto permite reducir los costos de extracción, pues evita ingresar al bosque posteriormente a la operación de extracción de la leña o madera comercial. No obstante, este tipo de operaciones están siendo recientemente consideradas como una alternativa de aprovechamiento de la biomasa forestal dejada principalmente en las plantaciones. En este sentido, Finlandia posee una amplia gama de maquinaria forestal diseñada para este tipo de operaciones, por lo tanto la búsqueda de la mejor alternativa que se adapte en costo y operación a las distintas situaciones que se presentan en Chile, es una tarea pendiente.

Por último, se observa que de acuerdo a las actuales señales del gobierno chileno, tales como el objetivo del 15% de la potencia instalada sea a partir de fuentes renovables no convencionales al 2010, la realización de concursos CORFO para el financiamiento de estudios de prefactibilidad y el desarrollo de nuevos incentivos para las energías

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renovables, auguran condiciones más estables para su desarrollo. Es aquí, donde se espera que la energía a partir de biomasa, y especialmente la forestal, cumpla un rol primordial en la diversificación de la matriz energética.

74

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79

APÉNDICES

80

APÉNDICE N°1. CÁLCULO PODER CALORÍFICO INFERIOR

La estimación del poder calorífico inferior se realizó según la siguiente fórmula (THE CENTRE FOR BIOMASS TECHNOLOGY, 1999):

( ) ( )GJ/kcal10* 1868,4

1kg 1000

1100

CH*442,2100

CH100PCSPC6-

∗∗⎭⎬⎫

⎩⎨⎧

⎥⎦⎤

⎢⎣⎡−⎥⎦

⎤⎢⎣⎡ −

∗=

Donde:

C 25 a agua del nevaporació de latente Calor2,442(%) húmeda base en humedad de ContenidoH

(GJ/t) humedad de contenido de 0% a obtiene se que madera la de superior calórifico PoderPCS(kcal/kg) humedad de contenido odeterminad un a madera la de inferior calorífico PoderPC

°==

==

El cálculo del poder calorífico inferior para el Roble, reemplazando:

( ) ( )GJ/kcal10* 1868,4

1kg 1000

1100

50*442,2100

5010058,91PC6-

∗∗⎭⎬⎫

⎩⎨⎧

⎥⎦⎤

⎢⎣⎡−⎥⎦

⎤⎢⎣⎡ −

∗=

kcal/kg 2.044PC =

El cálculo del poder calorífico inferior para el Coihue, reemplazando:

( ) ( )GJ/kcal10* 1868,4

1kg 1000

1100

50*442,2100

50100 19,49PC6-

∗∗⎭⎬⎫

⎩⎨⎧

⎥⎦⎤

⎢⎣⎡−⎥⎦

⎤⎢⎣⎡ −

∗=

kcal/kg 2.037PC =

81

APÉNDICE N°2. CÁLCULO DE BONOS DE CARBONO

A. Cálculo del factor de emisión del margen de operación

El Método Simple con Ajuste OM requiere identificar las plantas low-cost/must-run (k) de otras fuentes de energía (j) (Arauco, 2004):

( )∑

∑

∑

∑ ∗

∗λ+

∗

∗λ−=

ky,k

k,ik,iy,k,i

y

jy,j

j,ij,iy,j,i

yy,usteOMsimpleaj GEN

COEFF

GEN

COEFF

1EF

Donde:

yaño el en j fuente la por eléctrico sistema al inyectada adelectricid La GEN yaño el en ecombustibl

del oxidación de porcentaje el y j planta la por escombustibl los de carbón

de contenido el tomando i ecombustibl del CO de emision de ecoeficient el Es COEF

y año el en j planta la por consumido i ecombustibl de cantidad la Es F

yaño el en operación de margen del emisión de Factor EF

y,j

2y,j,i

y,j,i

y,usteOMsimpleaj

=

=

=

=

Las variables , son las análogas a las mencionadas, pero para las plantas k que son low-cost/must-run.

y,k,iF , k,iCOEF y,kGEN

La variable se define como: yλ

año por horas 8760run-cost/must-low plantas las marginan que año al horas de número y =λ

De acuerdo a la metodología de línea base se puede calcular el margen de operación con los datos registrados para los y años de: un promedio de 3 años, basado en las estadísticas disponibles más recientes al momento de la realización del Project Design Document (PDD) o del año en que ocurre el proyecto, si EFOM se actualiza basado en un monitoreo ex-post. En este caso, se seleccionó la primera opción por ser más simple, debido a que sólo es una estimación. Se consideraron los registros de los años 2003, 2004 y 2005.

Debido a que las centrales low-cost/must-run marginan pocas horas al año para el 2003, 2004 y 2005 se asume que yλ es cercano a cero.

En el SIC las plantas eléctricas low-cost/must-run son hidráulicas y un pequeño número de plantas a biomasa, por lo tanto las emisiones de éstas son cercanos a cero, es decir,

. 0COEFFk,i

k,iy,k,i =∗∑

Los parámetros de la ecuación mencionada arriba se muestran a continuación:

82

Para el año 2003 los resultados de los parámetros son los siguientes:

(GWh/año) 11.408GEN

/año)(tCO 7.196.246COEFF

j2003,j

2j,i

j,i2003,j,i

=

=∗

∑

∑

Reemplazando los valores mencionados anteriormente:

( )∑

∑

∑

∑ ∗

∗λ+

∗

∗λ−=

ky,k

k,ik,iy,k,i

y

jy,j

j,ij,iy,j,i

yuste,yOMsimpleaj GEN

COEFF

GEN

COEFF

1EF

( )

/GWh)(tCO 630,82EF

GEN00

11.4087.196.24601EF

22003,usteOMsimpleaj

k2003,k

2003,usteOMsimpleaj

=

∗+∗−=∑

Para el año 2004 los resultados de los parámetros son los siguientes:

(GWh/año) 14.790GEN

/año)(tCO 9.199.248COEFF

j2004,j

2j,i

j,i2004,j,i

=

=∗

∑

∑

Reemplazando los valores mencionados anteriormente:

( )

/GWh)622,01(tCOEF

GEN00

14.7909.199.24801EF

22004,usteOMsimpleaj

k2004,k

2004,usteOMsimpleaj

=

∗+∗−=∑

Para el año 2005 los resultados de los parámetros son los siguientes:

(GWh/año) 12.065GEN

/año)(tCO 7.644.410COEFF

j2005,j

2j,i

j,i2005,j,i

=

=∗

∑

∑

Reemplazando los valores mencionados anteriormente:

( )

/GWh)(tCO 633,58EF

GEN00

12.0657.644.41001EF

22005,usteOMsimpleaj

k2005,k

2005,usteOMsimpleaj

=

∗+∗−=∑

83

El promedio del factor de emisión del margen de operación de los tres años considerados se calcula:

/GWh)(tCO 628,81EF3

EFEFEFEF

2promedio,usteOMsimpleaj

2005,usteOMsimpleaj2004,usteOMsimpleaj2003,usteOMsimpleajpromedio,usteOMsimpleaj

=

++=

Por lo tanto, el factor de emisión del margen de operación es 628,81 tCO2/año.

84

85

A1. Cálculo de factor de emisión del margen de operación 2003

Los morros OTROS 19.426Los Quilos S.C. DEL MAIPO 1909-93 Pasada 5 39,3 288.100S. Andes GEN. S. ANDES 1909 Pasada 4 1,1 8.417Maitenes GENER S.A. 1923-89 Pasada 5 30,8 137.194Queltehues GENER S.A. 1928 Pasada 3 41,1 376.478Laguna Verde GENER S.A. 1939-49 vapor-carbón 2 54,7 0Florida ACONCAGUA S.A. 1943-89 Pasada 5 28,0 139.499Volcán GENER S.A. 1944 Pasada 1 13,0 111.091Pilmaiquén PILMAIQUEN S.A. 1944-59 Pasada 5 39,0 263.096Carbomet CARBOMET 1944-86 Pasada 4 10,9 -Sauzal ENDESA 1948 Pasada 3 76,8 490.769Abanico ENDESA 1948-59 Pasada 6 136,0 403.632Los Molles ENDESA 1952 Pasada 2 16,0 93.129Cipreses ENDESA 1955 Embalse 3 101,4 615.673Sauzalito ENDESA 1959 Pasada 1 9,5 85.138Pullinque PULLINQUE S.A. 1962 Pasada 3 48,6 242.686Renca GENER S.A. 1962 vapor-carbón 2 100,0 0Isla ENDESA 1963-64 Pasada 2 68,0 539.260Ventanas I GENER S.A. 1964 vapor-carbón 1 118,0 31.168Ventanas II GENER S.A. 1977 vapor-carbón 1 220,0 393.230Huasco Vapor ENDESA 1965 vapor-carbón 2 16,0 0Rapel ENDESA 1968 Pasada 5 350,0 945.215Bocamina ENDESA 1970 vapor-carbón 1 125,0 210.690El Toro ENDESA 1973 Embalse 4 400,0 2.306.455Huasco TG ENDESA 1977-79 gas-IFO 180 3 64,2 532Antuco ENDESA 1981 Embalse 2 300,0 1.886.909D. De Almagro ENDESA 1981 gas-diesel 2 23,8 560Colbún COLBUN S.A. 1985 Embalse 2 400,0 2.478.322Machicura COLBUN S.A. 1985 Embalse 2 90,0 531.824Canutillar ENDESA 1990 Embalse 2 145,0 1.083.773Alfalfal GENER S.A. 1991 Pasada 2 160,0 791.894Pehuenche PEHUENCHE S.A. 1991 Embalse 2 500,0 2.693.663Curillinque PEHUENCHE S.A. 1993 Pasada 1 85,0 690.880Aconcagua ACONCAGUA S.A. 1993-94 Pasada 2 72,9 438.876Capullo E.E. CAPULLO 1995 Pasada 1 10,7 77.270Laja E. VERDE S.A. 1995 vapor-des.forest. 1 8,7 37.179Constitución E. VERDE S.A. 1995 vapor-des.forest. 1 8,7 56.446Guacolda I GUACOLDA S.A. 1995 vapor-carbón 1 152,0 1.213.184Guacolda II GUACOLDA S.A. 1996 vapor-carbón 1 152,0 1.224.527San Ignacio COLBUN S.A. 1996 Pasada 1 37,0 210.189Pangue PANGUE S.A. 1996 Embalse 2 467,0 1.681.372Arauco ARAUCO GENERACION S.A. 1996 vapor-licor negro 5 33,0 146.258Celco ARAUCO GENERACION S.A. 1996 vapor-licor negro 2 20,0 123.640Loma Alta PEHUENCHE S.A. 1997 Pasada 1 38,0 297.475Puntilla E. E. Puntilla S.A. 1997 Pasada 1 14,7 119.563Nueva Renca S.E. SANTIAGO S.A. 1997 ciclo-combinado gas natural 1 379,0 2.529.258Rucúe COLBUN S.A. 1998 Pasada 2 170,0 1.175.621Nehuenco COLBUN S.A. 1998 ciclo-combinado gas natural 1 370,0 2.473.889Petropower PETROPOWER S.A. 1998 derivado del petróleo 1 75,0 482.914San Isidro SAN ISIDRO S.A. 1998 ciclo-combinado gas natural 1 370,0 2.263.095Mampil IBENER S.A. 2000 Pasada 2 49,0 156.503Peuchén IBENER S.A. 2000 Pasada 2 75,0 237.460Taltal I ENDESA 2000 ciclo-abierto gas natural 1 120,0 528.960Chacabuquito H.G. VIEJA Y M. VALPO. 2002 Pasada 4 25,0 181.706Nehuenco 9B COLBUN S.A. 2002 gas-diesel 1 108,0 15.938San Francisco de Mostazal GENER S.A. 2002 gas-diesel 1 25,0 332Cholguán ARAUCO GENERACION S.A. 2003 vapor-des.forest. 1 9,0 68.674Nehuenco II COLBUN S.A. 2003 ciclo-combinado gas natural 1 390,4 39.314El Indio TG GENER S.A. diesel 134

33.619.053TOTAL

Nº de unidades

Potencia total MWNombre Central Propietario Año puesta en

servicio Tipo de turbina Generación bruta

86

Laguna Verde 0 carbón 0,85 ton/MWh 0,00 25,7 0,00 25,8 0,98 0 0,00Renca 0 diesel 0,365 ton/MWh 0,00 42,7 0,00 20,2 0,99 0 0,00Ventanas I 31.168 carbón 0,415 ton/MWh 12934,72 25,7 332,42 25,8 0,98 30.818 0,99Ventanas II 393.230 carbón 0,397 ton/MWh 156112,31 25,7 4012,09 25,8 0,98 371.953 0,95Huasco Vapor 0 carbón 0,974 ton/MWh 0,00 25,2 0,00 25,8 0,98 0 0,00Bocamina 210.690 carbón 0,38 ton/MWh 80062,20 26 2081,62 25,8 0,98 192.983 0,92Huasco TG 532 diesel fuel IFO 0,362 ton/MWh 192,58 40,2 7,74 21,1 0,99 593 1,11D. De Almagro 560 diesel 0,337 ton/MWh 188,72 42,7 8,06 20,2 0,99 591 1,06Guacolda I 1.213.184 petcoke 0,36 ton/MWh 436746,24 31,2 13626,48 26 0,98 1.273.077 1,05Guacolda II 1.224.527 petcoke 0,36 ton/MWh 440829,72 31,2 13753,89 26 0,98 1.284.980 1,05Nueva Renca 2.529.258 gas natural 7,167 Mbtu/MWh 350922,48 35,8 12563,02 24 0,9 994.992 0,39Nehuenco 2.473.889 gas natural 7,281 Mbtu/MWh 348699,96 35,8 12483,46 15,3 0,995 696.820 0,28Petropower 482.914 petcoke 1 ton/MWh 482914,00 31,2 15066,92 27,5 0,98 1.488.862 3,08San Isidro 2.263.095 gas natural 7,064 Mbtu/MWh 309481,10 35,8 11079,42 15,3 0,995 618.448 0,27Taltal I 528.960 gas natural 10,887 Mbtu/MWh 111483,79 35,8 3991,12 15,3 0,995 222.782 0,42Nehuenco 9B 15.938 gas natural 0,278 ton/MWh 4430,76 35,8 158,62 15,3 0,995 8.854 0,56San Francisco de M 332 diesel 0,309 ton/MWh 102,54 42,7 4,38 20,2 0,99 321 0,97Nehuenco II 39.314 gas natural 6,687 Mbtu/MWh 5089,31 35,8 182,20 15,3 0,995 10.170 0,26El Indio TG 134 diesel 0,264 ton/MWh 0,68 42,7 0,03 20,2 0,99 2 0,02

TOTAL 11.407.725 TOTAL 7.196.246

Factor de emisión de carbón (tC/TJ)

Fracción de carbón

Emisión de CO2 (ton CO2)

ton CO2/MWhUnidad Consumo Valor calorífico

(TJ/1000ton)Consumo de energía

(TJ/1000ton)Nombre Central Generación bruta Combustible Consumo

específico

Fuente: CNE, 2006a; CNE, 2006b; IPCC, 2006.

87

A2. Cálculo de factor de emisión del margen de operación 2004

Los morros OTROS - Pasada 17.591Los Quilos S.C. DEL MAIPO 1909-93 Pasada 5 39,3 241.539S. Andes GEN. S. ANDES 1909 Pasada 4 1,1 8.643Maitenes GENER S.A. 1923-89 Pasada 5 30,8 132.228Queltehues GENER S.A. 1928 Pasada 3 41,1 357.682Laguna Verde GENER S.A. 1939-49 vapor-carbón 2 54,7 38.500Florida ACONCAGUA S.A. 1943-89 Pasada 5 28,0 138.328Volcán GENER S.A. 1944 Pasada 1 13,0 95.078Pilmaiquén PILMAIQUEN S.A. 1944-59 Pasada 5 39,0 265.533Carbomet CARBOMET 1944-86 Pasada 4 10,9 -Sauzal ENDESA 1948 Pasada 3 76,8 475.749Abanico ENDESA 1948-59 Pasada 6 136,0 355.211Los Molles ENDESA 1952 Pasada 2 16,0 45.772Cipreses ENDESA 1955 Embalse 3 101,4 436.597Sauzalito ENDESA 1959 Pasada 1 9,5 83.126Pullinque PULLINQUE S.A. 1962 Pasada 3 48,6 231.340Renca GENER S.A. 1962 vapor-carbón 2 100,0 6.576Isla ENDESA 1963-64 Pasada 2 68,0 479.477Ventanas I GENER S.A. 1964 vapor-carbón 1 118,0 413.559Ventanas II GENER S.A. 1977 vapor-carbón 1 220,0 1.050.715Huasco Vapor ENDESA 1965 vapor-carbón 2 16,0 4.106Rapel ENDESA 1968 Pasada 5 350,0 794.520Bocamina ENDESA 1970 vapor-carbón 1 125,0 300.121El Toro ENDESA 1973 Embalse 4 400,0 1.693.330Huasco TG ENDESA 1977-79 gas-IFO 180 3 64,2 29.045Antuco ENDESA 1981 Embalse 2 300,0 1.661.750D. De Almagro ENDESA 1981 gas-diesel 2 23,8 6.184Colbún COLBUN S.A. 1985 Embalse 2 400,0 2.019.854Machicura COLBUN S.A. 1985 Embalse 2 90,0 453.178Canutillar ENDESA 1990 Embalse 2 145,0 1.094.785Laguna Verde TG GENER S.A. 1990 gas-diesel 1 18,8 8.517Alfalfal GENER S.A. 1991 Pasada 2 160,0 840.908Pehuenche PEHUENCHE S.A. 1991 Embalse 2 500,0 2.565.875Curillinque PEHUENCHE S.A. 1993 Pasada 1 85,0 627.987Aconcagua ACONCAGUA S.A. 1993-94 Pasada 2 72,9 367.571Capullo E.E. CAPULLO 1995 Pasada 1 10,7 74.504Laja E. VERDE S.A. 1995 vapor-des.forest. 1 8,7 39.478Constitución E. VERDE S.A. 1995 vapor-des.forest. 1 8,7 50.136Guacolda I GUACOLDA S.A. 1995 vapor-carbón 1 152,0 1.234.179Guacolda II GUACOLDA S.A. 1996 vapor-carbón 1 152,0 1.236.752San Ignacio COLBUN S.A. 1996 Pasada 1 37,0 182.277Pangue PANGUE S.A. 1996 Embalse 2 467,0 1.675.310Arauco ARAUCO GENERACION S.A. 1996 vapor-licor negro 5 33,0 156.060Celco ARAUCO GENERACION S.A. 1996 vapor-licor negro 2 20,0 132.500Loma Alta PEHUENCHE S.A. 1997 Pasada 1 38,0 276.961Puntilla E. E. Puntilla S.A. 1997 Pasada 1 14,7 118.195Nueva Renca S.E. SANTIAGO S.A. 1997 ciclo-combinado gas natural 1 379,0 2.269.073Rucúe COLBUN S.A. 1998 Pasada 2 170,0 1.090.070Nehuenco COLBUN S.A. 1998 ciclo-combinado gas natural 1 370,0 1.839.416Nehuenco Diesel COLBUN diesel 5.127Petropower PETROPOWER S.A. 1998 derivado del petróleo 1 75,0 526.235San Isidro SAN ISIDRO S.A. 1998 ciclo-combinado gas natural 1 370,0 2.711.277Mampil IBENER S.A. 2000 Pasada 2 49,0 174.156Peuchén IBENER S.A. 2000 Pasada 2 75,0 262.266Taltal I ENDESA 2000 ciclo-abierto gas natural 1 120,0 624.345Taltal II ENDESA 2000 ciclo-abierto gas natural 1 120,0 364.271Chacabuquito H.G. VIEJA Y M. VALPO. 2002 Pasada 4 25,0 153.174Nehuenco 9B COLBUN S.A. 2002 gas-diesel 1 108,0 105.153San Francisco de Mostazal GENER S.A. 2002 gas-diesel 1 25,0 9.438Cholguán ARAUCO GENERACION S.A. 2003 vapor-des.forest. 1 9,0 93.647Nehuenco II COLBUN S.A. 2003 ciclo-combinado gas natural 1 390,4 1.994.622Ralco ENDESA 2004 Embalse 2 640,0 1.332.199Valdivia ARAUCO GENERACION S.A. 2004 vapor-des.forest. 1 61,0 153.120Licantén ARAUCO GENERACION S.A. 2004 vapor-des.forest. 1 5,5 21.416Horcones ARAUCO GENERACION S.A. 2004 gas-diesel 1 24,3 11.753Cenelca I CENELCA 2005 gas-diesel 1 45,0 437Cenelca II CENELCA 2005 gas-diesel 1 50,9Coronel PSEG 2005 gas-diesel 1 50,0 0El Indio TG GENER diesel 125

36.258.645TOTAL

Nº de unidades

Potencia total MWNombre Central Propietario Año puesta en

servicio Tipo de turbina Generación bruta

88

Laguna Verde 38.500 carbón 0,85 ton/MWh 32725,00 25,7 841,03 25,8 0,98 77.970 2,03Renca 6.576 diesel 0,365 ton/MWh 2400,24 42,7 102,49 20,2 0,99 7.515 1,14Ventanas I 413.559 carbón 0,415 ton/MWh 171626,99 25,7 4410,81 25,8 0,98 408.918 0,99Ventanas II 1.050.715 carbón 0,397 ton/MWh 417133,86 25,7 10720,34 25,8 0,98 993.861 0,95Huasco Vapor 4.106 carbón 0,974 ton/MWh 3999,24 25,2 100,78 25,8 0,98 9.343 2,28Bocamina 300.121 carbón 0,38 ton/MWh 114045,98 26 2965,20 25,8 0,98 274.897 0,92Huasco TG 29.045 diesel fuel IFO 180 0,362 ton/MWh 10514,29 40,2 422,67 21,1 0,99 32.374 1,11D. De Almagro 6.184 diesel 0,337 ton/MWh 2084,01 42,7 88,99 20,2 0,99 6.525 1,06Laguna Verde TG 8.517 diesel 0,264 ton/MWh 2248,49 42,7 96,01 20,2 0,99 7.040 0,83Guacolda I 1.234.179 petcoke 0,36 ton/MWh 444304,44 31,2 13862,30 26 0,98 1.295.108 1,05Guacolda II 1.236.752 petcoke 0,36 ton/MWh 445230,72 31,2 13891,20 26 0,98 1.297.808 1,05Nueva Renca 2.269.073 gas natural 7,167 Mbtu/MWh 314823,05 35,8 11270,67 24 0,9 892.637 0,39Nehuenco 1.839.416 gas natural 7,281 Mbtu/MWh 259269,63 35,8 9281,85 15,3 0,995 518.108 0,28Nehuenco Diesel 5.127 diesel 0,164 ton/MWh 840,83 42,7 35,90 20,2 0,99 2.633 0,51Petropower 526.235 petcoke 1 ton/MWh 526235,00 31,2 16418,53 27,5 0,98 1.622.425 3,08San Isidro 2.711.277 gas natural 7,064 Mbtu/MWh 370770,55 35,8 13273,59 15,3 0,995 740.925 0,27Taltal I 624.345 gas natural 10,887 Mbtu/MWh 131587,16 35,8 4710,82 15,3 0,995 262.956 0,42Taltal II 364.271 gas natural 10,887 Mbtu/MWh 76773,88 35,8 2748,50 15,3 0,995 153.420 0,42Nehuenco 9B 105.153 gas natural 0,278 ton/MWh 29232,53 35,8 1046,52 15,3 0,995 58.416 0,56San Francisco de M 9.438 diesel 0,309 ton/MWh 2916,34 42,7 124,53 20,2 0,99 9.131 0,97Nehuenco II 1.994.622 gas natural 6,687 Mbtu/MWh 258209,72 35,8 9243,91 15,3 0,995 515.990 0,26Horcones 11.753 diesel 0,297 ton/MWh 3490,61 42,7 149,05 20,2 0,99 10.929 0,93Cenelca I 437 diesel 0,23 ton/MWh 100,49 42,7 4,29 20,2 0,99 315 0,72Coronel 0 diesel 9,655 Mbtu/MWh 0,00 35,8 0,00 15,3 0,995 0 0El Indio TG 125 diesel 0,264 ton/MWh 0,64 42,7 0,03 20,2 0,99 2 0,02

TOTAL 14.789.526 TOTAL 9.199.248

Factor de emisión de carbón (tC/TJ)

Fracción de carbón

Emisión de CO2 (ton CO2)

ton CO2/MWhUnidad Consumo Valor calorífico

(TJ/1000ton)Consumo de energía

(TJ/1000ton)Nombre Central Generación bruta Combustible Consumo

específico

Fuente: CNE, 2006a; CNE, 2006b; IPCC, 2006.

A3. Cálculo de factor de emisión del margen de operación 2005

Los morros OTROS - Pasada - 6,5 19.502Los Quilos S.C. DEL MAIPO 1909-93 Pasada 5 39,3 276.620S. Andes GEN. S. ANDES 1909 Pasada 4 1,1 8.145Maitenes GENER S.A. 1923-89 Pasada 5 30,8 132.634Queltehues GENER S.A. 1928 Pasada 3 41,1 366.800Laguna Verde GENER S.A. 1939-49 vapor-carbón 2 54,7 80.281Florida ACONCAGUA S.A. 1943-89 Pasada 5 28,0 166.664Volcán GENER S.A. 1944 Pasada 1 13,0 109.102Pilmaiquén PILMAIQUEN S.A. 1944-59 Pasada 5 39,0 253.139Carbomet CARBOMET 1944-86 Pasada 4 10,9 -Sauzal ENDESA 1948 Pasada 3 76,8 533.746Abanico ENDESA 1948-59 Pasada 6 136,0 356.361Los Molles ENDESA 1952 Pasada 2 16,0 62.013Cipreses ENDESA 1955 Embalse 3 101,4 456.362Sauzalito ENDESA 1959 Pasada 1 9,5 89.612Pullinque PULLINQUE S.A. 1962 Pasada 3 48,6 248.605Renca GENER S.A. 1962 vapor-carbón 2 100,0 24.045Isla ENDESA 1963-64 Pasada 2 68,0 495.904Ventanas I GENER S.A. 1964 vapor-carbón 1 118,0 324.059Ventanas II GENER S.A. 1977 vapor-carbón 1 220,0 840.862Huasco Vapor ENDESA 1965 vapor-carbón 2 16,0 11.136Rapel ENDESA 1968 Pasada 5 350,0 1.345.321Bocamina ENDESA 1970 vapor-carbón 1 125,0 423.701El Toro ENDESA 1973 Embalse 4 400,0 1.080.267Huasco TG ENDESA 1977-79 gas-IFO 180 3 64,2 743Huasco TG IFO ENDESA fuel 56.505Antuco ENDESA 1981 Embalse 2 300,0 1.573.998D. De Almagro ENDESA 1981 gas-diesel 2 23,8 455Colbún COLBUN S.A. 1985 Embalse 2 400,0 3.052.441Machicura COLBUN S.A. 1985 Embalse 2 90,0 648.047Canutillar ENDESA 1990 Embalse 2 145,0 902.476Laguna Verde TG GENER S.A. 1990 gas-diesel 1 18,8 17.197Alfalfal GENER S.A. 1991 Pasada 2 160,0 878.535Pehuenche PEHUENCHE S.A. 1991 Embalse 2 500,0 3.139.537Curillinque PEHUENCHE S.A. 1993 Pasada 1 85,0 647.107Aconcagua ACONCAGUA S.A. 1993-94 Pasada 2 72,9 431.242Capullo E.E. CAPULLO 1995 Pasada 1 10,7 74.850Laja E. VERDE S.A. 1995 vapor-des.forest. 1 8,7 38.560Constitución E. VERDE S.A. 1995 vapor-des.forest. 1 8,7 55.861Guacolda I GUACOLDA S.A. 1995 vapor-carbón 1 152,0 1.109.448Guacolda II GUACOLDA S.A. 1996 vapor-carbón 1 152,0 1.110.757San Ignacio COLBUN S.A. 1996 Pasada 1 37,0 261.890Pangue PANGUE S.A. 1996 Embalse 2 467,0 2.246.609Arauco ARAUCO GENERACION S.A. 1996 vapor-licor negro 5 33,0 17.199Celco ARAUCO GENERACION S.A. 1996 vapor-licor negro 2 20,0 73.842Loma Alta PEHUENCHE S.A. 1997 Pasada 1 38,0 279.067Puntilla E. E. Puntilla S.A. 1997 Pasada 1 14,7 113.876Nueva Renca S.E. SANTIAGO S.A. 1997 ciclo-combinado gas natural 1 379,0 1.730.283Nueva Renca Diesel ESSA diesel 126.239Rucúe COLBUN S.A. 1998 Pasada 2 170,0 969.621Nehuenco COLBUN S.A. 1998 ciclo-combinado gas natural 1 370,0 341.459Nehuenco Diesel COLBUN diesel 607.590Petropower PETROPOWER S.A. 1998 derivado del petróleo 1 75,0 365.953San Isidro SAN ISIDRO S.A. 1998 ciclo-combinado gas natural 1 370,0 1.086.593San Isidro Diesel SAN ISIDRO diesel 127.895Mampil IBENER S.A. 2000 Pasada 2 49,0 192.695Peuchén IBENER S.A. 2000 Pasada 2 75,0 294.833Taltal I ENDESA 2000 ciclo-abierto gas natural 1 120,0 573.422Taltal II ENDESA 2000 ciclo-abierto gas natural 1 120,0 400.324Taltal II Diesel ENDESA diesel 4.160Chacabuquito H.G. VIEJA Y M. VALPO. 2002 Pasada 4 25,0 172.003Nehuenco 9B COLBUN S.A. 2002 gas-diesel 1 108,0 40.161Nehuenco TG 9B Diesel COLBUN diesel 62.966San Francisco de Mostazal GENER S.A. 2002 gas-diesel 1 25,0 18.903Cholguán ARAUCO GENERACION S.A. 2003 vapor-des.forest. 1 9,0 79.200Nehuenco II COLBUN S.A. 2003 ciclo-combinado gas natural 1 390,4 2.383.803Ralco ENDESA 2004 Embalse 2 640,0 3.495.694Valdivia ARAUCO GENERACION S.A. 2004 vapor-des.forest. 1 61,0 157.548

Nº de unidades

Potencia total MWNombre Central Propietario Año puesta en

servicio Tipo de turbina Generación bruta

Continúa…

89

90

Licantén ARAUCO GENERACION S.A. 2004 vapor-des.forest. 1 5,5 21.650Horcones ARAUCO GENERACION S.A. 2004 gas-diesel 1 24,3 2.050Cenelca I CENELCA 2005 gas-diesel 1 45,0 49.290Cenelca II CENELCA 2005 gas-diesel 1 50,9Coronel PSEG 2005 gas-diesel 1 50,0 61.358Coronel TG Diesel PSEG diesel 7.782Candelaria COLBUN S.A. 2005 gas-diesel 2 250,0 26.142Nueva Aldea I ARAUCO GENERACION S.A. 2005 vapor-des.forest. 1 13,0 30.553Nueva Aldea II ARAUCO GENERACION S.A. 2005 ciclo-abierto gas natural 1 12,0 42.471Curanilahue SAESA - diesel 566Lebu SAESA - diesel 592Cañete SAESA - diesel 720Los Sauces SAESA - diesel 515Traiguén SAESA - diesel 404Victoria SAESA - diesel 375Curacautín SAESA - diesel 530Ancud SAESA - diesel 1.511Collipulli SAESA - diesel 462Quellón SAESA - diesel 1.678

37.915.118TOTAL

91

Laguna Verde 80.281 carbón 0,85 ton/MWh 68238,85 25,7 1754 25,8 0,98 162.586 2,03Renca 24.045 diesel 0,365 ton/MWh 8776,43 42,7 375 20,2 0,99 27.479 1,14Ventanas I 324.059 carbón 0,415 ton/MWh 134484,49 25,7 3456 25,8 0,98 320.422 0,99Ventanas II 840.862 carbón 0,397 ton/MWh 333822,21 25,7 8579 25,8 0,98 795.363 0,95Huasco Vapor 11.136 carbón 0,974 ton/MWh 10846,46 25,2 273 25,8 0,98 25.340 2,28Bocamina 423.701 carbón 0,38 ton/MWh 161006,38 26 4186 25,8 0,98 388.091 0,92Huasco TG 743 diesel fuel IFO 0,362 ton/MWh 268,97 40,2 11 21,1 0,99 828 1,11Huasco TG IFO 56.505 diesel fuel IFO 0,362 ton/MWh 20454,81 40,2 822 21,1 0,99 62.981 1,11D. De Almagro 455 diesel 0,337 ton/MWh 153,34 42,7 7 20,2 0,99 480 1,06Laguna Verde TG 17.197 diesel 0,264 ton/MWh 4540,01 42,7 194 20,2 0,99 14.215 0,83Guacolda I 1.109.448 carbón 0,36 ton/MWh 399401,28 25,3 10105 26 0,98 944.063 0,85Guacolda II 1.110.757 carbón 0,36 ton/MWh 399872,52 25,3 10117 26 0,98 945.177 0,85Nueva Renca 1.730.283 gas natural 7,167 Mbtu/MWh 240068,46 35,8 8594 24 0,9 680.680 0,39Nueva Renca Diesel 126.239 diesel 0,171 ton/MWh 21586,94 42,7 922 20,2 0,99 67.589 0,54Nehuenco 341.459 gas natural 7,281 Mbtu/MWh 48129,38 35,8 1723 15,3 0,995 96.179 0,28Nehuenco Diesel 607.590 diesel 0,164 ton/MWh 99644,76 42,7 4255 20,2 0,99 311.990 0,51Petropower 365.953 petcoke 1 ton/MWh 365953,00 31,2 11418 27,5 0,98 1.128.262 3,08San Isidro 1.086.593 gas natural 7,064 Mbtu/MWh 148592,97 35,8 5320 15,3 0,995 296.939 0,27San Isidro Diesel 127.895 diesel 0,178 ton/MWh 22765,31 42,7 972 20,2 0,99 71.279 0,56Taltal I 573.422 gas natural 10,887 Mbtu/MWh 120854,61 35,8 4327 15,3 0,995 241.508 0,42Taltal II 400.324 gas natural 10,887 Mbtu/MWh 84372,42 35,8 3021 15,3 0,995 168.605 0,42Taltal II Diesel 4.160 diesel 0,276 ton/MWh 1148,16 42,7 49 20,2 0,99 3.595 0,86Nehuenco 9B 40.161 gas natural 0,278 ton/MWh 11164,76 35,8 400 15,3 0,995 22.311 0,56Nehuenco TG 9B Diesel 62.966 diesel 0,278 ton/MWh 17504,55 42,7 747 20,2 0,99 54.807 0,87San Francisco de Mostazal 18.903 diesel 0,309 ton/MWh 5841,06 42,7 249 20,2 0,99 18.288 0,97Nehuenco II 2.383.803 gas natural 6,687 Mbtu/MWh 308590,35 35,8 11048 15,3 0,995 616.668 0,26Horcones 2.050 diesel 0,297 ton/MWh 608,79 42,7 26 20,2 0,99 1.906 0,93Cenelca I 49.290 diesel 0,23 ton/MWh 11336,75 42,7 484 20,2 0,99 35.496 0,72Coronel 61.358 gas natural 9,655 Mbtu/MWh 11468,42 35,8 411 15,3 0,995 22.918 0,37Coronel TG Diesel 7.782 diesel 0,188 ton/MWh 1463,05 42,7 62 20,2 0,99 4.581 0,59Candelaria 26.142 diesel 0,273 ton/MWh 7136,77 42,7 305 21,1 0,99 23.341 0,89Nueva Aldea II 42.471 gas natural 1 ton/MWh 42471,20 35,8 1520 15,3 0,995 84.872 2,00Curanilahue 566 diesel 0,242 ton/MWh 136,92 42,7 6 20,2 0,99 429 0,76Lebu 592 diesel 0,242 ton/MWh 143,29 42,7 6 20,2 0,99 449 0,76Cañete 720 diesel 0,242 ton/MWh 174,34 42,7 7 20,2 0,99 546 0,76Los Sauces 515 diesel 0,242 ton/MWh 124,58 42,7 5 20,2 0,99 390 0,76Traiguén 404 diesel 0,242 ton/MWh 97,77 42,7 4 20,2 0,99 306 0,76Victoria 375 diesel 0,242 ton/MWh 90,80 42,7 4 20,2 0,99 284 0,76Curacautín 530 diesel 0,242 ton/MWh 128,26 42,7 5 20,2 0,99 402 0,76Ancud 1.511 diesel 0,242 ton/MWh 365,71 42,7 16 20,2 0,99 1.145 0,76Collipulli 462 diesel 0,242 ton/MWh 111,90 42,7 5 20,2 0,99 350 0,76Quellón 1.678 diesel 0,242 ton/MWh 406,10 42,7 17 20,2 0,99 1.272 0,76

TOTAL 12.065.387 TOTAL 7.644.410

Factor de emisión de carbón (tC/TJ)

Fracción de carbón oxidado

Emisión de CO2

(ton CO2)Nombre Central ton

CO2/MWhGeneración

bruta Combustible Consumo específico Unidad Consumo Valor calorífico

(TJ/1000ton)Consumo de energía

(TJ/1000ton)

Fuente: CNE, 2006a; CNE, 2006b; IPCC, 2006.

El cálculo del factor de emisión del margen de construcción es el siguiente (Arauco, 2004):

92

B. Cálculo del factor de emisión del margen de construcción

∑

∑ ∗

=

my,m

m,im,i

y,m,i

y,BM GEN

COEFF

EF

yaño el en m fuente la por eléctricoelectricid La GEN yaño el en ecombustibl

del oxidación de porcentaje el y m grupocombustibl los de carbón

el tomando i ecombustibl del CO de emision de ecoeficient el Es COEF

año el en m plantas de grupo del consumido i ecombustibl de cantidad la Es F

yaño el en ónconstrucci de margen del emisión de Factor EF

y,m

2y,m,i

y,m,i

y,BM

=

=

=

=

Donde:

sistema al inyectada ad

del plantas las para es

de contenido

y

El grupo de plantas m en este caso es el 20% construido más recientemente.

/GWh)

)

2

2

(tCO 170,12 EF(GWh) 7.635,362(tCO 1.298.895

EF

GEN

COEFF

EF

2005,BM

2005,BM

my,m

m,im,i

y,m,i

y,BM

=

=

∗

=∑

∑

Para el cálculo de EF se asumirán los valores por defecto de 0,5 para y

2005,adelectricid w

/GWh)(tCO ,4699312,170*5,081,628*5,0EFEF*wEF*wEF

22005,adelectricid

2005,BMBM2005,OMOM2005,adelectricid

=+=

OM

Por lo tanto,

El factor de emisiones de la línea base EF calculado es 399,46 tCO2005,adelectricid 2/GWh.

BMw .

+=

93

Peuchén 294.833Taltal I 573.422 gas natural 10,887 Mbtu/MWh 120854,61 35,8 4326,60 15,3 0,995 241.508 0,42117041Taltal II 400.324 gas natural 10,887 Mbtu/MWh 84372,42 35,8 3020,53 15,3 0,995 168.605 0,42117041Taltal II Diesel 4.160 diesel 0,276 ton/MWh 1148,16 42,7 49,03 20,2 0,99 3.595 0,86416158Chacabuquito 172.003Nehuenco 9B 40.161 gas natural 0,278 ton/MWh 11164,76 35,8 399,70 15,3 0,995 22.311 0,55553799Nehuenco TG 9B Diesel 62.966 diesel 0,278 ton/MWh 17504,55 42,7 747,44 20,2 0,99 54.807 0,87042362San Francisco de Mostazal 18.903 diesel 0,309 ton/MWh 5841,06 42,7 249,41 20,2 0,99 18.288 0,96748524Nehuenco II 2.383.803 gas natural 6,687 Mbtu/MWh 308590,35 35,8 11047,53 15,3 0,995 616.668 0,25869078Ralco 3.495.694Horcones 2.050 diesel 0,297 ton/MWh 608,79 42,7 26,00 20,2 0,99 1.906 0,929913Cenelca I 49.290 diesel 0,23 ton/MWh 11336,75 42,7 484,08 20,2 0,99 35.496 0,72013465Cenelca II 0Coronel 61.358 gas natural 9,655 Mbtu/MWh 11468,42 35,8 410,57 15,3 0,995 22.918 0,37350972Coronel TG Diesel 7.782 diesel 0,188 ton/MWh 1463,05 42,7 62,47 20,2 0,99 4.581 0,5886318Candelaria 26.142 diesel 0,273 ton/MWh 7136,77 42,7 304,74 21,1 0,99 23.341 0,89285226Nueva Aldea II 42.471 gas natural 1 ton/MWh 42471,20 35,8 1520,47 15,3 0,995 84.872 1,9983381

TOTAL 7.635.362 TOTAL 1.298.895

Factor de emisión de carbón (tC/TJ)

Fracción de carbón oxidado

Emisión de CO2

(ton CO2)ton CO2/MWhUnidad Consumo Valor calorífico

(TJ/1000ton)Consumo de energía

(TJ/1000ton)Nombre Central Generación bruta Combustible Consumo

específico

B1. Cálculo de factor de emisión del margen de construcción 2005 (20% más reciente)

Fuente: CNE, 2006a; CNE, 2006b; IPCC, 2006.

C. Cálculo de línea base de las emisiones del desplazamiento de energía eléctrica del sistema (BLE,y)

El cálculo de la línea base se realiza como se menciona a continuación (Arauco, 2004):

yy,adelectricidy,E EG*EFBL =

La generación de planta EGy se estima de la siguiente forma:

MWh000.1GWh 1760.8FPPEG Ny ∗∗∗=

Donde:

(%) planta de Factor :FP(MW) neta Potencia:PN

Reemplazando los valores:

)GWh( 072,63MWh000.1

GWh 1760.880,09EG

MWh000.1GWh 1760.8FPPEG

2005

N2005

=∗∗∗=

∗∗∗=

Por lo tanto, la línea base de las emisiones del desplazamiento de energía eléctrica del sistema (BLE,2005) se calcula:

/año)(tCO 195.25BL63,07246,399BL

EG*EFBL

22005,E

2005,E

2005y,adelectricid2005,E

=

∗=

=

La línea base de las emisiones del desplazamiento de energía eléctrica del sistema (BLE,2005) se calculó en 25.195 tCO2/año.

94

D. Cálculo de emisiones de la combustión controlada de la biomasa de la planta (PE1,y)

Las emisiones de la combustión controlada de la biomasa de la planta (PE1,y), se calculan de la siguiente forma (Arauco, 2004):

444 CHCHbiomasaCHbiomasaanualy,1E GWPFCFEKg 000.1

ton 1PCNKg000.1

ton 1CP ∗∗∗∗∗∗=

Donde:

e/año)(tCO planta la de biomasa la de controlada combustión la de EmisionesP 2y,1E = /año)(ton biomasa de anual Consumo:C secaanual

)on(TJ/1.000t biomasa la de neto calorífico Poder PCN secabiomasa = )TJ/(KgCH biomasa la de metano de emision de Factor FE 4biomasaCH4

= 15

metano de emisión de factor del corrección de FactorFC4CH = 15

metano del global ntocalentamie de otencialPGWP4CH = 15

Reemplazando los valores:

e/año)(tCO 361P

2102,115Kg 000.1

ton 15,19Kg000.1

ton 157.691P

GWPFCFEKg 000.1

ton 1PCNKg000.1

ton 1CP

22005,1E

2005,1E

CHCHbiomasaCHbiomasaanual2005,1E 444

=

∗∗∗∗∗∗=

∗∗∗∗∗∗=

Las emisiones totales de la combustión controlada de la biomasa de la planta (PE1,2005) son 361 tCO2e/año.

E. Cálculo de emisiones del transporte de la biomasa a la planta (PE2,y)

Las emisiones del transporte de la biomasa a la planta (PE2,y) se calculan de la siguiente forma (Arauco, 2004):

Kg 000.1ton 12DP

C)CH1(

C

FEPcamiones

húmeda base

anual

transportey,2E ∗∗∗−

∗=

Donde:

15 IPCC, 2006.

95

(Km) planta la a ntoabastecime del promedio ciatanDisDP)(ton viaje un en camiones de Carga C

(%) humedad de Contenido CH/año)(ton biomasa de anual Consumo:C

/año)(tCO planta la a biomasa la de transporte del EmisionesP

verdecamiones

húmeda base

secaanual

2y,2E

=

=

=

=

/Km)CO (gr forestales camiones en transporte de emisión de FactorFE 2transporte = 16

Reemplazando los valores:

/año)(tCO 544PKg 000.1

ton 127030

)5,01(691.57

011.1P

Kg 000.1ton 12DP

C)CH1(

C

FEP

22005,2E

2005,2E

camiones

húmeda base

anual

transporte2005,2E

=

∗∗∗−

∗=

∗∗∗−

∗=

Las emisiones totales de la combustión controlada de la biomasa de la planta (PE2,2005) son 544 tCO2/año.

F. Cálculo de emisiones del transporte de la biomasa dentro de la planta (PE3,y)

Las emisiones del transporte de la biomasa dentro de la planta (PE3,y) se calculan de la siguiente forma (Arauco, 2004):

2

fósil ecombustiblecombustibly,3E tCO 000.1

FECP

∗=

Donde:

/año)(tCO planta la de dentro biomasa la de transporte del EmisionesP 2y,3E =

(ton/año) planta la de dentro biomasa la de transporte el para ecombustibl de ConsumoC ecombustibl =

corregido) (GWP fósiles escombustibl de CO de emisión de FactorFE 2fósil ecombustibl = 17

Reemplazando los valores:

16 El factor de emisión de transporte en camiones forestales se asume 1.011 gr/Km obtenido del IPCC Guidelines P.1.75, y se utilizó el factor de emisión “Moderate Control” para “US Heavy Duty Diesel Vehicle” (IPCC Guidelines, 1996).

17 IPCC, 2006.

96

97

/año)(tCO 53PtCO 000.1136.317P

tCO 000.1FECP

22005,3E

2y,3E

2

fósil ecombustiblecombustibly,3E

=

∗=

∗=

En el área de estudio existe una abundancia de recurso, por lo tanto no se espera algún cambio de uso de combustible que pueda generar fuga. Por tal motivo, se asume que Ly es igual a 0.

G. Cálculo de las fugas que genera el proyecto (Ly)

Las emisiones totales de la combustión controlada de la biomasa de la planta (PE3,2005) son 53 tCO2/año.

APÉNDICE N°3. FLUJOS DE CAJA

A. EVALUACIÓN ECONÓMICA CASO BASE

Escenario normal sin bonos de carbono

Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20Ingresos por Venta de Energia 6146648,3 6146648 6146648 6146648,3 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648Ingresos por Venta de Potencia Firme 580731,87 580731,9 580731,9 580732 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9Ingresos por Bonos de Carbono 0 0 0 0 0Total Ingresos 6727380,2 6727380 6727380 6727380,2 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380Costos Variables 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395Costos Fijos 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660Depreciación (-) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Utilidad antes de impuesto 631032 631032 631032 631032 631032 631032 631032 631032 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326Impuestos (17%) 107275 107275 107275 107275 107275 107275 107275 107275 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725Utilidad despues de impuesto 523756 523756 523756 523756 523756 523756 523756 523756 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600Depreciación (+) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Flujo operacional 2344050 2344050 2344050 2344050 2344050 2344050 2344050 2344050 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600Inversión -3640588 -10921763Capital de Trabajo -1069014 1069014Valor Residual 0

Flujo de capitales -3640588 -11990776Flujo de caja -3640588 -11990776 2344050 2344050 2344050 2344050 2344050 2344050 2344050 2344050 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 3103614Flujo de caja actualizado -3640588 -11990776 2130955 1937232 1761120 1601018 1455471 1323155 1202868 1093517 862869 784426 713115 648286 589351 535774 487067 442788 402535 365941 332673 461332

VPN 2592TIR 12,8%PRC 7

Año 0

98

Escenario normal con bonos de carbono

Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20Ingresos por Venta de Energia 6146648,3 6146648 6146648 6146648,3 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648Ingresos por Venta de Potencia Firme 580731,87 580731,9 580731,9 580732 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9Ingresos por Bonos de Carbono 242360 242360 242360 242360 242360Total Ingresos 6969740,2 6969740 6969740 6969740,2 6969740 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380Costos Variables 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395Costos Fijos 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660Depreciación (-) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Utilidad antes de impuesto 873392 873392 873392 873392 873392 631032 631032 631032 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326Impuestos (17%) 148477 148477 148477 148477 148477 107275 107275 107275 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725Utilidad despues de impuesto 724915 724915 724915 724915 724915 523756 523756 523756 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600Depreciación (+) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Flujo operacional 2545209 2545209 2545209 2545209 2545209 2344050 2344050 2344050 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600Inversión -3640588 -10921763Capital de Trabajo -1069014 1069014Valor Residual 0

Flujo de capitales -3640588 -11990776Flujo de caja -3640588 -11990776 2545209 2545209 2545209 2545209 2545209 2344050 2344050 2344050 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 3103614Flujo de caja actualizado -3640588 -11990776 2313826 2103478 1912253 1738412 1580375 1323155 1202868 1093517 862869 784426 713115 648286 589351 535774 487067 442788 402535 365941 332673 461332

VPN 3222TIR 13,5%PRC 6

Año 0

99

Escenario pesimista sin bonos de carbono

Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20Ingresos por Venta de Energia 6146648,3 5916149 5694293 5480757,4 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229Ingresos por Venta de Potencia Firme 580731,87 580731,9 580731,9 580732 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9Ingresos por Bonos de Carbono 0 0 0 0 0Total Ingresos 6727380,2 6496881 6275025 6061489,3 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961Costos Variables 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395Costos Fijos 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660Depreciación (-) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Utilidad antes de impuesto 631032 400533 178677 -34859 -240387 -240387 -240387 -240387 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906Impuestos (17%) 107275 68091 30375 0 0 0 0 0 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584Utilidad despues de impuesto 523756 332442 148302 -34859 -240387 -240387 -240387 -240387 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322Depreciación (+) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Flujo operacional 2344050 2152736 1968596 1785435 1579906 1579906 1579906 1579906 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322Inversión -3640588 -10921763Capital de Trabajo -1069014 1069014Valor Residual 0

Flujo de capitales -3640588 -11990776Flujo de caja -3640588 -11990776 2344050 2152736 1968596 1785435 1579906 1579906 1579906 1579906 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 2380336Flujo de caja actualizado -3640588 -11990776 2130955 1779120 1479035 1219476 980998 891816 810742 737038 556129 505571 459610 417828 379843 345312 313920 285382 259438 235853 214412 353822

VPN -1355TIR 8,3%PRC 8

Año 0

100

Escenario pesimista con bonos de carbono

Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20Ingresos por Venta de Energia 6146648,3 5916149 5694293 5480757,4 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229Ingresos por Venta de Potencia Firme 580731,87 580731,9 580731,9 580732 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9Ingresos por Bonos de Carbono 242360 242360 242360 242360 242360Total Ingresos 6969740,2 6739241 6517385 6303849,3 6098321 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961Costos Variables 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395Costos Fijos 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660Depreciación (-) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Utilidad antes de impuesto 873392 642893 421037 207501 1973 -240387 -240387 -240387 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906Impuestos (17%) 148477 109292 71576 35275 335 0 0 0 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584Utilidad despues de impuesto 724915 533601 349461 172226 1637 -240387 -240387 -240387 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322Depreciación (+) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Flujo operacional 2545209 2353895 2169754 1992520 1821931 1579906 1579906 1579906 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322Inversión -3640588 -10921763Capital de Trabajo -1069014 1069014Valor Residual 0

Flujo de capitales -3640588 -11990776Flujo de caja -3640588 -11990776 2545209 2353895 2169754 1992520 1821931 1579906 1579906 1579906 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 2380336Flujo de caja actualizado -3640588 -11990776 2313826 1945367 1630169 1360918 1131276 891816 810742 737038 556129 505571 459610 417828 379843 345312 313920 285382 259438 235853 214412 353822

VPN -700TIR 9,1%PRC 8

Año 0

101

Escenario optimista sin bonos de carbono

Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20Ingresos por Venta de Energia 6146648,3 6377148 6616291 6864401,6 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817Ingresos por Venta de Potencia Firme 580731,87 580731,9 580731,9 580732 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9Ingresos por Bonos de Carbono 0 0 0 0 0Total Ingresos 6727380,2 6957880 7197023 7445133,4 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548Costos Variables 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395Costos Fijos 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660Depreciación (-) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Utilidad antes de impuesto 631032 861531 1100674 1348785 1606200 1606200 1606200 1606200 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494Impuestos (17%) 107275 146460 187115 229293 273054 273054 273054 273054 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504Utilidad despues de impuesto 523756 715071 913560 1119492 1333146 1333146 1333146 1333146 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990Depreciación (+) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Flujo operacional 2344050 2535365 2733853 2939785 3153440 3153440 3153440 3153440 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990Inversión -3640588 -10921763Capital de Trabajo -1069014 1069014Valor Residual 0

Flujo de capitales -3640588 -11990776Flujo de caja -3640588 -11990776 2344050 2535365 2733853 2939785 3153440 3153440 3153440 3153440 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 3913004Flujo de caja actualizado -3640588 -11990776 2130955 2095343 2053984 2007913 1958038 1780035 1618213 1471103 1206129 1096481 996801 906183 823803 748911 680829 618935 562668 511517 465015 581643

VPN 6875TIR 16,5%PRC 6

Año 0

102

Escenario optimista con bonos de carbono

Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20Ingresos por Venta de Energia 6146648,3 6377148 6616291 6864401,6 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817Ingresos por Venta de Potencia Firme 580731,87 580731,9 580731,9 580732 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9Ingresos por Bonos de Carbono 242360 242360 242360 242360 242360Total Ingresos 6969740,2 7200240 7439383 7687493,4 7944908 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548Costos Variables 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395Costos Fijos 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660Depreciación (-) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Utilidad antes de impuesto 873392 1103891 1343034 1591145 1848560 1606200 1606200 1606200 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494Impuestos (17%) 148477 187661 228316 270495 314255 273054 273054 273054 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504Utilidad despues de impuesto 724915 916230 1114718 1320650 1534305 1333146 1333146 1333146 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990Depreciación (+) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Flujo operacional 2545209 2736523 2935012 3140944 3354599 3153440 3153440 3153440 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990Inversión -3640588 -10921763Capital de Trabajo -1069014 1069014Valor Residual 0

Flujo de capitales -3640588 -11990776Flujo de caja -3640588 -11990776 2545209 2736523 2935012 3140944 3354599 3153440 3153440 3153440 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 3913004Flujo de caja actualizado -3640588 -11990776 2313826 2261590 2205118 2145307 2082942 1780035 1618213 1471103 1206129 1096481 996801 906183 823803 748911 680829 618935 562668 511517 465015 581643

VPN 7505TIR 17,3%PRC 5

Año 0

103

B. ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD

Escenario normal sin bonos de carbono (Tasa de descuento 12%)

Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20Ingresos por Venta de Energia 6146648,3 6146648 6146648 6146648,3 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648Ingresos por Venta de Potencia Firme 580731,87 580731,9 580731,9 580732 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9Ingresos por Bonos de Carbono 0 0 0 0 0Total Ingresos 6727380,2 6727380 6727380 6727380,2 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380Costos Variables 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395Costos Fijos 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660Depreciación (-) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Utilidad antes de impuesto 631032 631032 631032 631032 631032 631032 631032 631032 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326Impuestos (17%) 107275 107275 107275 107275 107275 107275 107275 107275 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725Utilidad despues de impuesto 523756 523756 523756 523756 523756 523756 523756 523756 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600Depreciación (+) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Flujo operacional 2344050 2344050 2344050 2344050 2344050 2344050 2344050 2344050 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600Inversión -3640588 -10921763Capital de Trabajo -1069014 1069014Valor Residual 0

Flujo de capitales -3640588 -11990776Flujo de caja -3640588 -11990776 2344050 2344050 2344050 2344050 2344050 2344050 2344050 2344050 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 3103614Flujo de caja actualizado -3640588 -11990776 2092902 1868662 1668449 1489686 1330077 1187569 1060329 946723 733697 655087 584899 522231 466278 416320 371714 331887 296328 264579 236231 321742

VPN 620TIR 12,8%PRC 7

Año 0

Escenario normal con bonos de carbono (Tasa de descuento 12%)

Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20Ingresos por Venta de Energia 6146648,3 6146648 6146648 6146648,3 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648Ingresos por Venta de Potencia Firme 580731,87 580731,9 580731,9 580732 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9Ingresos por Bonos de Carbono 242360 242360 242360 242360 242360Total Ingresos 6969740,2 6969740 6969740 6969740,2 6969740 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380Costos Variables 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395Costos Fijos 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660Depreciación (-) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Utilidad antes de impuesto 873392 873392 873392 873392 873392 631032 631032 631032 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326Impuestos (17%) 148477 148477 148477 148477 148477 107275 107275 107275 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725Utilidad despues de impuesto 724915 724915 724915 724915 724915 523756 523756 523756 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600Depreciación (+) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Flujo operacional 2545209 2545209 2545209 2545209 2545209 2344050 2344050 2344050 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600Inversión -3640588 -10921763Capital de Trabajo -1069014 1069014Valor Residual 0

Flujo de capitales -3640588 -11990776Flujo de caja -3640588 -11990776 2545209 2545209 2545209 2545209 2545209 2344050 2344050 2344050 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 3103614Flujo de caja actualizado -3640588 -11990776 2272508 2029025 1811629 1617526 1444220 1187569 1060329 946723 733697 655087 584899 522231 466278 416320 371714 331887 296328 264579 236231 321742

VPN 1198TIR 13,5%PRC 6

Año 0

104

Escenario pesimista sin bonos de carbono (Tasa de descuento 12%)

Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20Ingresos por Venta de Energia 6146648,3 5916149 5694293 5480757,4 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229Ingresos por Venta de Potencia Firme 580731,87 580731,9 580731,9 580732 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9Ingresos por Bonos de Carbono 0 0 0 0 0Total Ingresos 6727380,2 6496881 6275025 6061489,3 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961Costos Variables 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395Costos Fijos 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660Depreciación (-) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Utilidad antes de impuesto 631032 400533 178677 -34859 -240387 -240387 -240387 -240387 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906Impuestos (17%) 107275 68091 30375 0 0 0 0 0 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584Utilidad despues de impuesto 523756 332442 148302 -34859 -240387 -240387 -240387 -240387 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322Depreciación (+) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Flujo operacional 2344050 2152736 1968596 1785435 1579906 1579906 1579906 1579906 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322Inversión -3640588 -10921763Capital de Trabajo -1069014 1069014Valor Residual 0

Flujo de capitales -3640588 -11990776Flujo de caja -3640588 -11990776 2344050 2152736 1968596 1785435 1579906 1579906 1579906 1579906 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 2380336Flujo de caja actualizado -3640588 -11990776 2092902 1716148 1401207 1134676 896481 800430 714669 638098 472876 422211 376974 336584 300521 268323 239574 213905 190987 170524 152253 246762

VPN -2616TIR 8,3%PRC 8

Año 0

Escenario pesimista con bonos de carbono (Tasa de descuento 12%)

Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20Ingresos por Venta de Energia 6146648,3 5916149 5694293 5480757,4 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229Ingresos por Venta de Potencia Firme 580731,87 580731,9 580731,9 580732 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9Ingresos por Bonos de Carbono 242360 242360 242360 242360 242360Total Ingresos 6969740,2 6739241 6517385 6303849,3 6098321 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961Costos Variables 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395Costos Fijos 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660Depreciación (-) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Utilidad antes de impuesto 873392 642893 421037 207501 1973 -240387 -240387 -240387 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906Impuestos (17%) 148477 109292 71576 35275 335 0 0 0 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584Utilidad despues de impuesto 724915 533601 349461 172226 1637 -240387 -240387 -240387 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322Depreciación (+) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Flujo operacional 2545209 2353895 2169754 1992520 1821931 1579906 1579906 1579906 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322Inversión -3640588 -10921763Capital de Trabajo -1069014 1069014Valor Residual 0

Flujo de capitales -3640588 -11990776Flujo de caja -3640588 -11990776 2545209 2353895 2169754 1992520 1821931 1579906 1579906 1579906 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 2380336Flujo de caja actualizado -3640588 -11990776 2272508 1876510 1544388 1266282 1033813 800430 714669 638098 472876 422211 376974 336584 300521 268323 239574 213905 190987 170524 152253 246762

VPN -2017TIR 9,1%PRC 8

Año 0

105

Escenario optimista sin bonos de carbono (Tasa de descuento 12%)

Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20Ingresos por Venta de Energia 6146648,3 6377148 6616291 6864401,6 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817Ingresos por Venta de Potencia Firme 580731,87 580731,9 580731,9 580732 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9Ingresos por Bonos de Carbono 0 0 0 0 0Total Ingresos 6727380,2 6957880 7197023 7445133,4 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548Costos Variables 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395Costos Fijos 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660Depreciación (-) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Utilidad antes de impuesto 631032 861531 1100674 1348785 1606200 1606200 1606200 1606200 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494Impuestos (17%) 107275 146460 187115 229293 273054 273054 273054 273054 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504Utilidad despues de impuesto 523756 715071 913560 1119492 1333146 1333146 1333146 1333146 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990Depreciación (+) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Flujo operacional 2344050 2535365 2733853 2939785 3153440 3153440 3153440 3153440 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990Inversión -3640588 -10921763Capital de Trabajo -1069014 1069014Valor Residual 0

Flujo de capitales -3640588 -11990776Flujo de caja -3640588 -11990776 2344050 2535365 2733853 2939785 3153440 3153440 3153440 3153440 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 3913004Flujo de caja actualizado -3640588 -11990776 2092902 2021177 1945903 1868287 1789346 1597631 1426456 1273621 1025571 915689 817579 729981 651769 581937 519586 463916 414211 369831 330207 405648

VPN 4124TIR 16,5%PRC 6

Año 0

Escenario optimista con bonos de carbono (Tasa de descuento 12%)

Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20Ingresos por Venta de Energia 6146648,3 6377148 6616291 6864401,6 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817Ingresos por Venta de Potencia Firme 580731,87 580731,9 580731,9 580732 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9Ingresos por Bonos de Carbono 242360 242360 242360 242360 242360Total Ingresos 6969740,2 7200240 7439383 7687493,4 7944908 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548Costos Variables 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395Costos Fijos 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660Depreciación (-) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Utilidad antes de impuesto 873392 1103891 1343034 1591145 1848560 1606200 1606200 1606200 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494Impuestos (17%) 148477 187661 228316 270495 314255 273054 273054 273054 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504Utilidad despues de impuesto 724915 916230 1114718 1320650 1534305 1333146 1333146 1333146 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990Depreciación (+) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Flujo operacional 2545209 2736523 2935012 3140944 3354599 3153440 3153440 3153440 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990Inversión -3640588 -10921763Capital de Trabajo -1069014 1069014Valor Residual 0

Flujo de capitales -3640588 -11990776Flujo de caja -3640588 -11990776 2545209 2736523 2935012 3140944 3354599 3153440 3153440 3153440 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 3913004Flujo de caja actualizado -3640588 -11990776 2272508 2181540 2089084 1996127 1903489 1597631 1426456 1273621 1025571 915689 817579 729981 651769 581937 519586 463916 414211 369831 330207 405648

VPN 4702TIR 17,3%PRC 5

Año 0

106

Escenario normal sin bonos de carbono (Tasa de descuento 15%)

Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20Ingresos por Venta de Energia 6146648,3 6146648 6146648 6146648,3 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648Ingresos por Venta de Potencia Firme 580731,87 580731,9 580731,9 580732 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9Ingresos por Bonos de Carbono 0 0 0 0 0Total Ingresos 6727380,2 6727380 6727380 6727380,2 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380Costos Variables 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395Costos Fijos 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660Depreciación (-) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Utilidad antes de impuesto 631032 631032 631032 631032 631032 631032 631032 631032 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326Impuestos (17%) 107275 107275 107275 107275 107275 107275 107275 107275 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725Utilidad despues de impuesto 523756 523756 523756 523756 523756 523756 523756 523756 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600Depreciación (+) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Flujo operacional 2344050 2344050 2344050 2344050 2344050 2344050 2344050 2344050 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600Inversión -3640588 -10921763Capital de Trabajo -1069014 1069014Valor Residual 0

Flujo de capitales -3640588 -11990776Flujo de caja -3640588 -11990776 2344050 2344050 2344050 2344050 2344050 2344050 2344050 2344050 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 3103614Flujo de caja actualizado -3640588 -11990776 2038305 1772439 1541251 1340218 1165407 1013398 881215 766274 578360 502922 437324 380281 330679 287547 250041 217427 189067 164406 142962 189632

VPN -1503TIR 12,8%PRC 7

Año 0

Escenario normal con bonos de carbono (Tasa de descuento 15%)

Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20Ingresos por Venta de Energia 6146648,3 6146648 6146648 6146648,3 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648Ingresos por Venta de Potencia Firme 580731,87 580731,9 580731,9 580732 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9Ingresos por Bonos de Carbono 242360 242360 242360 242360 242360Total Ingresos 6969740,2 6969740 6969740 6969740,2 6969740 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380Costos Variables 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395Costos Fijos 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660Depreciación (-) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Utilidad antes de impuesto 873392 873392 873392 873392 873392 631032 631032 631032 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326Impuestos (17%) 148477 148477 148477 148477 148477 107275 107275 107275 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725Utilidad despues de impuesto 724915 724915 724915 724915 724915 523756 523756 523756 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600Depreciación (+) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Flujo operacional 2545209 2545209 2545209 2545209 2545209 2344050 2344050 2344050 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600Inversión -3640588 -10921763Capital de Trabajo -1069014 1069014Valor Residual 0

Flujo de capitales -3640588 -11990776Flujo de caja -3640588 -11990776 2545209 2545209 2545209 2545209 2545209 2344050 2344050 2344050 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 3103614Flujo de caja actualizado -3640588 -11990776 2213225 1924544 1673516 1455231 1265419 1013398 881215 766274 578360 502922 437324 380281 330679 287547 250041 217427 189067 164406 142962 189632

VPN -994TIR 13,5%PRC 6

Año 0

107

Escenario pesimista sin bonos de carbono (Tasa de descuento 15%)

Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20Ingresos por Venta de Energia 6146648,3 5916149 5694293 5480757,4 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229Ingresos por Venta de Potencia Firme 580731,87 580731,9 580731,9 580732 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9Ingresos por Bonos de Carbono 0 0 0 0 0Total Ingresos 6727380,2 6496881 6275025 6061489,3 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961Costos Variables 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395Costos Fijos 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660Depreciación (-) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Utilidad antes de impuesto 631032 400533 178677 -34859 -240387 -240387 -240387 -240387 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906Impuestos (17%) 107275 68091 30375 0 0 0 0 0 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584Utilidad despues de impuesto 523756 332442 148302 -34859 -240387 -240387 -240387 -240387 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322Depreciación (+) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Flujo operacional 2344050 2152736 1968596 1785435 1579906 1579906 1579906 1579906 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322Inversión -3640588 -10921763Capital de Trabajo -1069014 1069014Valor Residual 0

Flujo de capitales -3640588 -11990776Flujo de caja -3640588 -11990776 2344050 2152736 1968596 1785435 1579906 1579906 1579906 1579906 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 2380336Flujo de caja actualizado -3640588 -11990776 2038305 1627778 1294384 1020828 785493 683037 593945 516474 372760 324139 281860 245095 213127 185327 161154 140134 121856 105962 92140 145439

VPN -3953TIR 8,3%PRC 8

Año 0

Escenario pesimista con bonos de carbono (Tasa de descuento 15%)

Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20Ingresos por Venta de Energia 6146648,3 5916149 5694293 5480757,4 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229Ingresos por Venta de Potencia Firme 580731,87 580731,9 580731,9 580732 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9Ingresos por Bonos de Carbono 242360 242360 242360 242360 242360Total Ingresos 6969740,2 6739241 6517385 6303849,3 6098321 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961Costos Variables 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395Costos Fijos 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660Depreciación (-) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Utilidad antes de impuesto 873392 642893 421037 207501 1973 -240387 -240387 -240387 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906Impuestos (17%) 148477 109292 71576 35275 335 0 0 0 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584Utilidad despues de impuesto 724915 533601 349461 172226 1637 -240387 -240387 -240387 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322Depreciación (+) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Flujo operacional 2545209 2353895 2169754 1992520 1821931 1579906 1579906 1579906 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322Inversión -3640588 -10921763Capital de Trabajo -1069014 1069014Valor Residual 0

Flujo de capitales -3640588 -11990776Flujo de caja -3640588 -11990776 2545209 2353895 2169754 1992520 1821931 1579906 1579906 1579906 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 2380336Flujo de caja actualizado -3640588 -11990776 2213225 1779882 1426649 1139230 905822 683037 593945 516474 372760 324139 281860 245095 213127 185327 161154 140134 121856 105962 92140 145439

VPN -3425TIR 9,1%PRC 8

Año 0

108

Escenario optimista sin bonos de carbono (Tasa de descuento 15%)

Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20Ingresos por Venta de Energia 6146648,3 6377148 6616291 6864401,6 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817Ingresos por Venta de Potencia Firme 580731,87 580731,9 580731,9 580732 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9Ingresos por Bonos de Carbono 0 0 0 0 0Total Ingresos 6727380,2 6957880 7197023 7445133,4 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548Costos Variables 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395Costos Fijos 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660Depreciación (-) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Utilidad antes de impuesto 631032 861531 1100674 1348785 1606200 1606200 1606200 1606200 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494Impuestos (17%) 107275 146460 187115 229293 273054 273054 273054 273054 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504Utilidad despues de impuesto 523756 715071 913560 1119492 1333146 1333146 1333146 1333146 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990Depreciación (+) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Flujo operacional 2344050 2535365 2733853 2939785 3153440 3153440 3153440 3153440 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990Inversión -3640588 -10921763Capital de Trabajo -1069014 1069014Valor Residual 0

Flujo de capitales -3640588 -11990776Flujo de caja -3640588 -11990776 2344050 2535365 2733853 2939785 3153440 3153440 3153440 3153440 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 3913004Flujo de caja actualizado -3640588 -11990776 2038305 1917100 1797553 1680832 1567817 1363319 1185495 1030865 808439 702991 611296 531562 462228 401937 349511 303922 264280 229809 199834 239086

VPN 1141TIR 16,5%PRC 6

Año 0

Escenario optimista con bonos de carbono (Tasa de descuento 15%)

Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20Ingresos por Venta de Energia 6146648,3 6377148 6616291 6864401,6 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817Ingresos por Venta de Potencia Firme 580731,87 580731,9 580731,9 580732 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9Ingresos por Bonos de Carbono 242360 242360 242360 242360 242360Total Ingresos 6969740,2 7200240 7439383 7687493,4 7944908 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548Costos Variables 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395Costos Fijos 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660Depreciación (-) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Utilidad antes de impuesto 873392 1103891 1343034 1591145 1848560 1606200 1606200 1606200 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494Impuestos (17%) 148477 187661 228316 270495 314255 273054 273054 273054 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504Utilidad despues de impuesto 724915 916230 1114718 1320650 1534305 1333146 1333146 1333146 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990Depreciación (+) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Flujo operacional 2545209 2736523 2935012 3140944 3354599 3153440 3153440 3153440 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990Inversión -3640588 -10921763Capital de Trabajo -1069014 1069014Valor Residual 0

Flujo de capitales -3640588 -11990776Flujo de caja -3640588 -11990776 2545209 2736523 2935012 3140944 3354599 3153440 3153440 3153440 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 3913004Flujo de caja actualizado -3640588 -11990776 2213225 2069205 1929818 1795845 1667828 1363319 1185495 1030865 808439 702991 611296 531562 462228 401937 349511 303922 264280 229809 199834 239086

VPN 1651TIR 17,3%PRC 5

Año 0

109

Escenario normal sin bonos de carbono (Costo material combustible 70 USD)

Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20Ingresos por Venta de Energia 6146648,3 6146648 6146648 6146648,3 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648Ingresos por Venta de Potencia Firme 580731,87 580731,9 580731,9 580732 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9Ingresos por Bonos de Carbono 0 0 0 0 0Total Ingresos 6727380,2 6727380 6727380 6727380,2 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380Costos Variables 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539Costos Fijos 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660Depreciación (-) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Utilidad antes de impuesto 284887 284887 284887 284887 284887 284887 284887 284887 2105181 2105181 2105181 2105181 2105181 2105181 2105181 2105181 2105181 2105181 2105181 2105181Impuestos (17%) 48431 48431 48431 48431 48431 48431 48431 48431 357881 357881 357881 357881 357881 357881 357881 357881 357881 357881 357881 357881Utilidad despues de impuesto 236456 236456 236456 236456 236456 236456 236456 236456 1747300 1747300 1747300 1747300 1747300 1747300 1747300 1747300 1747300 1747300 1747300 1747300Depreciación (+) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Flujo operacional 2056750 2056750 2056750 2056750 2056750 2056750 2056750 2056750 1747300 1747300 1747300 1747300 1747300 1747300 1747300 1747300 1747300 1747300 1747300 1747300Inversión -3640588 -10921763Capital de Trabajo -1155550 1155550Valor Residual 0

Flujo de capitales -3640588 -12077312Flujo de caja -3640588 -12077312 2056750 2056750 2056750 2056750 2056750 2056750 2056750 2056750 1747300 1747300 1747300 1747300 1747300 1747300 1747300 1747300 1747300 1747300 1747300 2902850Flujo de caja actualizado -3640588 -12077312 1869773 1699794 1545267 1404788 1277080 1160982 1055438 959489 741026 673660 612418 556744 506131 460119 418290 380263 345694 314267 285698 431490

VPN 509TIR 10,6%PRC 8

Año 0

Escenario normal con bonos de carbono (Costo material combustible 70 USD)

Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20Ingresos por Venta de Energia 6146648,3 6146648 6146648 6146648,3 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648Ingresos por Venta de Potencia Firme 580731,87 580731,9 580731,9 580732 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9Ingresos por Bonos de Carbono 242360 242360 242360 242360 242360Total Ingresos 6969740,2 6969740 6969740 6969740,2 6969740 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380Costos Variables 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539Costos Fijos 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660Depreciación (-) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Utilidad antes de impuesto 527247 527247 527247 527247 527247 284887 284887 284887 2105181 2105181 2105181 2105181 2105181 2105181 2105181 2105181 2105181 2105181 2105181 2105181Impuestos (17%) 89632 89632 89632 89632 89632 48431 48431 48431 357881 357881 357881 357881 357881 357881 357881 357881 357881 357881 357881 357881Utilidad despues de impuesto 437615 437615 437615 437615 437615 236456 236456 236456 1747300 1747300 1747300 1747300 1747300 1747300 1747300 1747300 1747300 1747300 1747300 1747300Depreciación (+) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Flujo operacional 2257909 2257909 2257909 2257909 2257909 2056750 2056750 2056750 1747300 1747300 1747300 1747300 1747300 1747300 1747300 1747300 1747300 1747300 1747300 1747300Inversión -3640588 -10921763Capital de Trabajo -1155550 1155550Valor Residual 0

Flujo de capitales -3640588 -12077312Flujo de caja -3640588 -12077312 2257909 2257909 2257909 2257909 2257909 2056750 2056750 2056750 1747300 1747300 1747300 1747300 1747300 1747300 1747300 1747300 1747300 1747300 1747300 2902850Flujo de caja actualizado -3640588 -12077312 2052645 1866041 1696400 1542182 1401984 1160982 1055438 959489 741026 673660 612418 556744 506131 460119 418290 380263 345694 314267 285698 431490

VPN 1140TIR 11,3%PRC 7

Año 0

110

Escenario pesimista sin bonos de carbono (Costo material combustible 70 USD)

Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20Ingresos por Venta de Energia 6146648,3 5916149 5694293 5480757,4 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229Ingresos por Venta de Potencia Firme 580731,87 580731,9 580731,9 580732 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9Ingresos por Bonos de Carbono 0 0 0 0 0Total Ingresos 6727380,2 6496881 6275025 6061489,3 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961Costos Variables 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539Costos Fijos 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660Depreciación (-) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Utilidad antes de impuesto 284887 54388 -167468 -381004 -586532 -586532 -586532 -586532 1233762 1233762 1233762 1233762 1233762 1233762 1233762 1233762 1233762 1233762 1233762 1233762Impuestos (17%) 48431 9246 0 0 0 0 0 0 209740 209740 209740 209740 209740 209740 209740 209740 209740 209740 209740 209740Utilidad despues de impuesto 236456 45142 -167468 -381004 -586532 -586532 -586532 -586532 1024022 1024022 1024022 1024022 1024022 1024022 1024022 1024022 1024022 1024022 1024022 1024022Depreciación (+) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Flujo operacional 2056750 1865436 1652826 1439290 1233762 1233762 1233762 1233762 1024022 1024022 1024022 1024022 1024022 1024022 1024022 1024022 1024022 1024022 1024022 1024022Inversión -3640588 -10921763Capital de Trabajo -1155550 1155550Valor Residual 0

Flujo de capitales -3640588 -12077312Flujo de caja -3640588 -12077312 2056750 1865436 1652826 1439290 1233762 1233762 1233762 1233762 1024022 1024022 1024022 1024022 1024022 1024022 1024022 1024022 1024022 1024022 1024022 2179572Flujo de caja actualizado -3640588 -12077312 1869773 1541682 1241793 983055 766069 696426 633115 575559 434285 394805 358914 326285 296623 269657 245143 222857 202597 184179 167436 323979

VPN -3593TIR 5,4%PRC 11

Año 0

Escenario pesimista con bonos de carbono (Costo material combustible 70 USD)

Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20Ingresos por Venta de Energia 6146648,3 5916149 5694293 5480757,4 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229Ingresos por Venta de Potencia Firme 580731,87 580731,9 580731,9 580732 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9Ingresos por Bonos de Carbono 242360 242360 242360 242360 242360Total Ingresos 6969740,2 6739241 6517385 6303849,3 6098321 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961Costos Variables 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539Costos Fijos 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660Depreciación (-) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Utilidad antes de impuesto 527247 296748 74892 -138644 -344172 -586532 -586532 -586532 1233762 1233762 1233762 1233762 1233762 1233762 1233762 1233762 1233762 1233762 1233762 1233762Impuestos (17%) 89632 50447 12732 0 0 0 0 0 209740 209740 209740 209740 209740 209740 209740 209740 209740 209740 209740 209740Utilidad despues de impuesto 437615 246301 62161 -138644 -344172 -586532 -586532 -586532 1024022 1024022 1024022 1024022 1024022 1024022 1024022 1024022 1024022 1024022 1024022 1024022Depreciación (+) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Flujo operacional 2257909 2066595 1882454 1681650 1476122 1233762 1233762 1233762 1024022 1024022 1024022 1024022 1024022 1024022 1024022 1024022 1024022 1024022 1024022 1024022Inversión -3640588 -10921763Capital de Trabajo -1155550 1155550Valor Residual 0

Flujo de capitales -3640588 -12077312Flujo de caja -3640588 -12077312 2257909 2066595 1882454 1681650 1476122 1233762 1233762 1233762 1024022 1024022 1024022 1024022 1024022 1024022 1024022 1024022 1024022 1024022 1024022 2179572Flujo de caja actualizado -3640588 -12077312 2052645 1707929 1414316 1148590 916555 696426 633115 575559 434285 394805 358914 326285 296623 269657 245143 222857 202597 184179 167436 323979

VPN -2901TIR 6,2%PRC 10

Año 0

111

Escenario optimista sin bonos de carbono (Costo material combustible 70 USD)

Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20Ingresos por Venta de Energia 6146648,3 6377148 6616291 6864401,6 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817Ingresos por Venta de Potencia Firme 580731,87 580731,9 580731,9 580732 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9Ingresos por Bonos de Carbono 0 0 0 0 0Total Ingresos 6727380,2 6957880 7197023 7445133,4 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548Costos Variables 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539Costos Fijos 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660Depreciación (-) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Utilidad antes de impuesto 284887 515387 754530 1002641 1260056 1260056 1260056 1260056 3080349 3080349 3080349 3080349 3080349 3080349 3080349 3080349 3080349 3080349 3080349 3080349Impuestos (17%) 48431 87616 128270 170449 214209 214209 214209 214209 523659 523659 523659 523659 523659 523659 523659 523659 523659 523659 523659 523659Utilidad despues de impuesto 236456 427771 626260 832192 1045846 1045846 1045846 1045846 2556690 2556690 2556690 2556690 2556690 2556690 2556690 2556690 2556690 2556690 2556690 2556690Depreciación (+) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Flujo operacional 2056750 2248065 2446553 2652485 2866140 2866140 2866140 2866140 2556690 2556690 2556690 2556690 2556690 2556690 2556690 2556690 2556690 2556690 2556690 2556690Inversión -3640588 -10921763Capital de Trabajo -1155550 1155550Valor Residual 0

Flujo de capitales -3640588 -12077312Flujo de caja -3640588 -12077312 2056750 2248065 2446553 2652485 2866140 2866140 2866140 2866140 2556690 2556690 2556690 2556690 2556690 2556690 2556690 2556690 2556690 2556690 2556690 3712240Flujo de caja actualizado -3640588 -12077312 1869773 1857905 1838132 1811683 1779647 1617861 1470783 1337075 1084286 985715 896104 814640 740582 673256 612051 556410 505827 459843 418039 551801

VPN 4793TIR 14,6%PRC 6

Año 0

Escenario optimista con bonos de carbono (Costo material combustible 70 USD)

Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20Ingresos por Venta de Energia 6146648,3 6377148 6616291 6864401,6 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817Ingresos por Venta de Potencia Firme 580731,87 580731,9 580731,9 580732 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9Ingresos por Bonos de Carbono 242360 242360 242360 242360 242360Total Ingresos 6969740,2 7200240 7439383 7687493,4 7944908 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548Costos Variables 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539 4210539Costos Fijos 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660Depreciación (-) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Utilidad antes de impuesto 527247 757747 996890 1245001 1502416 1260056 1260056 1260056 3080349 3080349 3080349 3080349 3080349 3080349 3080349 3080349 3080349 3080349 3080349 3080349Impuestos (17%) 89632 128817 169471 211650 255411 214209 214209 214209 523659 523659 523659 523659 523659 523659 523659 523659 523659 523659 523659 523659Utilidad despues de impuesto 437615 628930 827418 1033350 1247005 1045846 1045846 1045846 2556690 2556690 2556690 2556690 2556690 2556690 2556690 2556690 2556690 2556690 2556690 2556690Depreciación (+) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Flujo operacional 2257909 2449223 2647712 2853644 3067299 2866140 2866140 2866140 2556690 2556690 2556690 2556690 2556690 2556690 2556690 2556690 2556690 2556690 2556690 2556690Inversión -3640588 -10921763Capital de Trabajo -1155550 1155550Valor Residual 0

Flujo de capitales -3640588 -12077312Flujo de caja -3640588 -12077312 2257909 2449223 2647712 2853644 3067299 2866140 2866140 2866140 2556690 2556690 2556690 2556690 2556690 2556690 2556690 2556690 2556690 2556690 2556690 3712240Flujo de caja actualizado -3640588 -12077312 2052645 2024152 1989265 1949077 1904551 1617861 1470783 1337075 1084286 985715 896104 814640 740582 673256 612051 556410 505827 459843 418039 551801

VPN 5423TIR 15,3%PRC 6

Año 0

112

Escenario normal sin bonos de carbono (Costo material combustible 76 USD)

Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20Ingresos por Venta de Energia 6146648,3 6146648 6146648 6146648,3 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648Ingresos por Venta de Potencia Firme 580731,87 580731,9 580731,9 580732 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9Ingresos por Bonos de Carbono 0 0 0 0 0Total Ingresos 6727380,2 6727380 6727380 6727380,2 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380Costos Variables 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684Costos Fijos 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660Depreciación (-) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Utilidad antes de impuesto -61257 -61257 -61257 -61257 -61257 -61257 -61257 -61257 1759037 1759037 1759037 1759037 1759037 1759037 1759037 1759037 1759037 1759037 1759037 1759037Impuestos (17%) 0 0 0 0 0 0 0 0 299036 299036 299036 299036 299036 299036 299036 299036 299036 299036 299036 299036Utilidad despues de impuesto -61257 -61257 -61257 -61257 -61257 -61257 -61257 -61257 1460000 1460000 1460000 1460000 1460000 1460000 1460000 1460000 1460000 1460000 1460000 1460000Depreciación (+) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Flujo operacional 1759037 1759037 1759037 1759037 1759037 1759037 1759037 1759037 1460000 1460000 1460000 1460000 1460000 1460000 1460000 1460000 1460000 1460000 1460000 1460000Inversión -3640588 -10921763Capital de Trabajo -1242086 1242086Valor Residual 0

Flujo de capitales -3640588 -12163848Flujo de caja -3640588 -12163848 1759037 1759037 1759037 1759037 1759037 1759037 1759037 1759037 1460000 1460000 1460000 1460000 1460000 1460000 1460000 1460000 1460000 1460000 1460000 2702086Flujo de caja actualizado -3640588 -12163848 1599124 1453749 1321590 1201446 1092223 992930 902664 820604 619183 562893 511721 465201 422910 384464 349512 317739 288853 262594 238722 401648

VPN -1619TIR 8,2%PRC 9

Año 0

Escenario normal con bonos de carbono (Costo material combustible 76 USD)

Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20Ingresos por Venta de Energia 6146648,3 6146648 6146648 6146648,3 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648Ingresos por Venta de Potencia Firme 580731,87 580731,9 580731,9 580732 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9Ingresos por Bonos de Carbono 242360 242360 242360 242360 242360Total Ingresos 6969740,2 6969740 6969740 6969740,2 6969740 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380Costos Variables 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684Costos Fijos 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660Depreciación (-) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Utilidad antes de impuesto 181103 181103 181103 181103 181103 -61257 -61257 -61257 1759037 1759037 1759037 1759037 1759037 1759037 1759037 1759037 1759037 1759037 1759037 1759037Impuestos (17%) 30787 30787 30787 30787 30787 0 0 0 299036 299036 299036 299036 299036 299036 299036 299036 299036 299036 299036 299036Utilidad despues de impuesto 150315 150315 150315 150315 150315 -61257 -61257 -61257 1460000 1460000 1460000 1460000 1460000 1460000 1460000 1460000 1460000 1460000 1460000 1460000Depreciación (+) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Flujo operacional 1970609 1970609 1970609 1970609 1970609 1759037 1759037 1759037 1460000 1460000 1460000 1460000 1460000 1460000 1460000 1460000 1460000 1460000 1460000 1460000Inversión -3640588 -10921763Capital de Trabajo -1242086 1242086Valor Residual 0

Flujo de capitales -3640588 -12163848Flujo de caja -3640588 -12163848 1970609 1970609 1970609 1970609 1970609 1759037 1759037 1759037 1460000 1460000 1460000 1460000 1460000 1460000 1460000 1460000 1460000 1460000 1460000 2702086Flujo de caja actualizado -3640588 -12163848 1791463 1628603 1480548 1345953 1223593 992930 902664 820604 619183 562893 511721 465201 422910 384464 349512 317739 288853 262594 238722 401648

VPN -956TIR 8,9%PRC 8

Año 0

113

Escenario pesimista sin bonos de carbono (Costo material combustible 76 USD)

Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20Ingresos por Venta de Energia 6146648,3 5916149 5694293 5480757,4 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229Ingresos por Venta de Potencia Firme 580731,87 580731,9 580731,9 580732 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9Ingresos por Bonos de Carbono 0 0 0 0 0Total Ingresos 6727380,2 6496881 6275025 6061489,3 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961Costos Variables 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684Costos Fijos 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660Depreciación (-) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Utilidad antes de impuesto -61257 -291756 -513612 -727148 -932676 -932676 -932676 -932676 887617 887617 887617 887617 887617 887617 887617 887617 887617 887617 887617 887617Impuestos (17%) 0 0 0 0 0 0 0 0 150895 150895 150895 150895 150895 150895 150895 150895 150895 150895 150895 150895Utilidad despues de impuesto -61257 -291756 -513612 -727148 -932676 -932676 -932676 -932676 736722 736722 736722 736722 736722 736722 736722 736722 736722 736722 736722 736722Depreciación (+) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Flujo operacional 1759037 1528537 1306682 1093146 887617 887617 887617 887617 736722 736722 736722 736722 736722 736722 736722 736722 736722 736722 736722 736722Inversión -3640588 -10921763Capital de Trabajo -1242086 1242086Valor Residual 0

Flujo de capitales -3640588 -12163848Flujo de caja -3640588 -12163848 1759037 1528537 1306682 1093146 887617 887617 887617 887617 736722 736722 736722 736722 736722 736722 736722 736722 736722 736722 736722 1978808Flujo de caja actualizado -3640588 -12163848 1599124 1263254 981729 746633 551140 501037 455488 414080 312442 284038 258217 234742 213402 194002 176365 160332 145757 132506 120460 294137

VPN -5892TIR 2,1%PRC 16

Año 0

Escenario pesimista con bonos de carbono (Costo material combustible 76 USD)

Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20Ingresos por Venta de Energia 6146648,3 5916149 5694293 5480757,4 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229Ingresos por Venta de Potencia Firme 580731,87 580731,9 580731,9 580732 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9Ingresos por Bonos de Carbono 242360 242360 242360 242360 242360Total Ingresos 6969740,2 6739241 6517385 6303849,3 6098321 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961Costos Variables 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684Costos Fijos 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660Depreciación (-) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Utilidad antes de impuesto 181103 -49396 -271252 -484788 -690316 -932676 -932676 -932676 887617 887617 887617 887617 887617 887617 887617 887617 887617 887617 887617 887617Impuestos (17%) 30787 0 0 0 0 0 0 0 150895 150895 150895 150895 150895 150895 150895 150895 150895 150895 150895 150895Utilidad despues de impuesto 150315 -49396 -271252 -484788 -690316 -932676 -932676 -932676 736722 736722 736722 736722 736722 736722 736722 736722 736722 736722 736722 736722Depreciación (+) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Flujo operacional 1970609 1770897 1549042 1335506 1129977 887617 887617 887617 736722 736722 736722 736722 736722 736722 736722 736722 736722 736722 736722 736722Inversión -3640588 -10921763Capital de Trabajo -1242086 1242086Valor Residual 0

Flujo de capitales -3640588 -12163848Flujo de caja -3640588 -12163848 1970609 1770897 1549042 1335506 1129977 887617 887617 887617 736722 736722 736722 736722 736722 736722 736722 736722 736722 736722 736722 1978808Flujo de caja actualizado -3640588 -12163848 1791463 1463551 1163818 912168 701627 501037 455488 414080 312442 284038 258217 234742 213402 194002 176365 160332 145757 132506 120460 294137

VPN -5156TIR 2,9%PRC 14

Año 0

114

Escenario optimista sin bonos de carbono (Costo material combustible 76 USD)

Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20Ingresos por Venta de Energia 6146648,3 6377148 6616291 6864401,6 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817Ingresos por Venta de Potencia Firme 580731,87 580731,9 580731,9 580732 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9Ingresos por Bonos de Carbono 0 0 0 0 0Total Ingresos 6727380,2 6957880 7197023 7445133,4 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548Costos Variables 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684Costos Fijos 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660Depreciación (-) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Utilidad antes de impuesto -61257 169242 408385 656496 913911 913911 913911 913911 2734205 2734205 2734205 2734205 2734205 2734205 2734205 2734205 2734205 2734205 2734205 2734205Impuestos (17%) 0 28771 69425 111604 155365 155365 155365 155365 464815 464815 464815 464815 464815 464815 464815 464815 464815 464815 464815 464815Utilidad despues de impuesto -61257 140471 338960 544892 758546 758546 758546 758546 2269390 2269390 2269390 2269390 2269390 2269390 2269390 2269390 2269390 2269390 2269390 2269390Depreciación (+) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Flujo operacional 1759037 1960765 2159253 2365185 2578840 2578840 2578840 2578840 2269390 2269390 2269390 2269390 2269390 2269390 2269390 2269390 2269390 2269390 2269390 2269390Inversión -3640588 -10921763Capital de Trabajo -1242086 1242086Valor Residual 0

Flujo de capitales -3640588 -12163848Flujo de caja -3640588 -12163848 1759037 1960765 2159253 2365185 2578840 2578840 2578840 2578840 2269390 2269390 2269390 2269390 2269390 2269390 2269390 2269390 2269390 2269390 2269390 3511476Flujo de caja actualizado -3640588 -12163848 1599124 1620467 1622279 1615454 1601257 1455688 1323353 1203048 962443 874948 795407 723098 657361 597601 543274 493885 448987 408170 371063 521959

VPN 2703TIR 12,6%PRC 7

Año 0

Escenario optimista con bonos de carbono (Costo material combustible 76 USD)

Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20Ingresos por Venta de Energia 6146648,3 6377148 6616291 6864401,6 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817Ingresos por Venta de Potencia Firme 580731,87 580731,9 580731,9 580732 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9Ingresos por Bonos de Carbono 242360 242360 242360 242360 242360Total Ingresos 6969740,2 7200240 7439383 7687493,4 7944908 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548Costos Variables 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684 4556684Costos Fijos 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660Depreciación (-) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Utilidad antes de impuesto 181103 411602 650745 898856 1156271 913911 913911 913911 2734205 2734205 2734205 2734205 2734205 2734205 2734205 2734205 2734205 2734205 2734205 2734205Impuestos (17%) 30787 69972 110627 152806 196566 155365 155365 155365 464815 464815 464815 464815 464815 464815 464815 464815 464815 464815 464815 464815Utilidad despues de impuesto 150315 341630 540119 746051 959705 758546 758546 758546 2269390 2269390 2269390 2269390 2269390 2269390 2269390 2269390 2269390 2269390 2269390 2269390Depreciación (+) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Flujo operacional 1970609 2161924 2360412 2566344 2779999 2578840 2578840 2578840 2269390 2269390 2269390 2269390 2269390 2269390 2269390 2269390 2269390 2269390 2269390 2269390Inversión -3640588 -10921763Capital de Trabajo -1242086 1242086Valor Residual 0

Flujo de capitales -3640588 -12163848Flujo de caja -3640588 -12163848 1970609 2161924 2360412 2566344 2779999 2578840 2578840 2578840 2269390 2269390 2269390 2269390 2269390 2269390 2269390 2269390 2269390 2269390 2269390 3511476Flujo de caja actualizado -3640588 -12163848 1791463 1786714 1773413 1752848 1726161 1455688 1323353 1203048 962443 874948 795407 723098 657361 597601 543274 493885 448987 408170 371063 521959

VPN 3341TIR 13,3%PRC 7

Año 0

115

Escenario normal con bonos de carbono (Bonos de carbono 15 USD)

Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20Ingresos por Venta de Energia 6146648,3 6146648 6146648 6146648,3 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648Ingresos por Venta de Potencia Firme 580731,87 580731,9 580731,9 580732 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9Ingresos por Bonos de Carbono 363540 363540 363540 363540 363540Total Ingresos 7090920,2 7090920 7090920 7090920,2 7090920 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380Costos Variables 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395Costos Fijos 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660Depreciación (-) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Utilidad antes de impuesto 994572 994572 994572 994572 994572 631032 631032 631032 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326Impuestos (17%) 169077 169077 169077 169077 169077 107275 107275 107275 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725Utilidad despues de impuesto 825495 825495 825495 825495 825495 523756 523756 523756 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600Depreciación (+) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Flujo operacional 2645788 2645788 2645788 2645788 2645788 2344050 2344050 2344050 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600Inversión -3640588 -10921763Capital de Trabajo -1069014 1069014Valor Residual 0

Flujo de capitales -3640588 -11990776Flujo de caja -3640588 -11990776 2645788 2645788 2645788 2645788 2645788 2344050 2344050 2344050 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 3103614Flujo de caja actualizado -3640588 -11990776 2405262 2186602 1987820 1807109 1642826 1323155 1202868 1093517 862869 784426 713115 648286 589351 535774 487067 442788 402535 365941 332673 461332

VPN 3537TIR 13,9%PRC 6

Año 0

Escenario pesimista con bonos de carbono (Bonos de carbono 15 USD)

Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20Ingresos por Venta de Energia 6146648,3 5916149 5694293 5480757,4 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229Ingresos por Venta de Potencia Firme 580731,87 580731,9 580731,9 580732 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9Ingresos por Bonos de Carbono 363540 363540 363540 363540 363540Total Ingresos 7090920,2 6860421 6638565 6425029,3 6219501 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961Costos Variables 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395Costos Fijos 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660Depreciación (-) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Utilidad antes de impuesto 994572 764073 542217 328681 123153 -240387 -240387 -240387 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906Impuestos (17%) 169077 129892 92177 55876 20936 0 0 0 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584Utilidad despues de impuesto 825495 634180 450040 272805 102217 -240387 -240387 -240387 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322Depreciación (+) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Flujo operacional 2645788 2454474 2270334 2093099 1922510 1579906 1579906 1579906 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322Inversión -3640588 -10921763Capital de Trabajo -1069014 1069014Valor Residual 0

Flujo de capitales -3640588 -11990776Flujo de caja -3640588 -11990776 2645788 2454474 2270334 2093099 1922510 1579906 1579906 1579906 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 2380336Flujo de caja actualizado -3640588 -11990776 2405262 2028491 1705735 1429615 1193728 891816 810742 737038 556129 505571 459610 417828 379843 345312 313920 285382 259438 235853 214412 353822

VPN -385TIR 9,5%PRC 8

Año 0

116

Escenario optimista con bonos de carbono (Bonos de carbono 15 USD)

Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20Ingresos por Venta de Energia 6146648,3 6377148 6616291 6864401,6 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817Ingresos por Venta de Potencia Firme 580731,87 580731,9 580731,9 580732 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9Ingresos por Bonos de Carbono 363540 363540 363540 363540 363540Total Ingresos 7090920,2 7321420 7560563 7808673,4 8066088 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548Costos Variables 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395Costos Fijos 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660Depreciación (-) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Utilidad antes de impuesto 994572 1225071 1464214 1712325 1969740 1606200 1606200 1606200 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494Impuestos (17%) 169077 208262 248916 291095 334856 273054 273054 273054 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504Utilidad despues de impuesto 825495 1016809 1215298 1421230 1634884 1333146 1333146 1333146 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990Depreciación (+) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Flujo operacional 2645788 2837103 3035592 3241524 3455178 3153440 3153440 3153440 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990Inversión -3640588 -10921763Capital de Trabajo -1069014 1069014Valor Residual 0

Flujo de capitales -3640588 -11990776Flujo de caja -3640588 -11990776 2645788 2837103 3035592 3241524 3455178 3153440 3153440 3153440 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 3913004Flujo de caja actualizado -3640588 -11990776 2405262 2344713 2280685 2214004 2145394 1780035 1618213 1471103 1206129 1096481 996801 906183 823803 748911 680829 618935 562668 511517 465015 581643

VPN 7821TIR 17,6%PRC 5

Año 0

Escenario normal con bonos de carbono (Bonos de carbono 20 USD)

Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20Ingresos por Venta de Energia 6146648,3 6146648 6146648 6146648,3 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648Ingresos por Venta de Potencia Firme 580731,87 580731,9 580731,9 580732 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9Ingresos por Bonos de Carbono 484720 484720 484720 484720 484720Total Ingresos 7212100,2 7212100 7212100 7212100,2 7212100 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380Costos Variables 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395Costos Fijos 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660Depreciación (-) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Utilidad antes de impuesto 1115752 1115752 1115752 1115752 1115752 631032 631032 631032 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326Impuestos (17%) 189678 189678 189678 189678 189678 107275 107275 107275 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725Utilidad despues de impuesto 926074 926074 926074 926074 926074 523756 523756 523756 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600Depreciación (+) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Flujo operacional 2746368 2746368 2746368 2746368 2746368 2344050 2344050 2344050 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600Inversión -3640588 -10921763Capital de Trabajo -1069014 1069014Valor Residual 0

Flujo de capitales -3640588 -11990776Flujo de caja -3640588 -11990776 2746368 2746368 2746368 2746368 2746368 2344050 2344050 2344050 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 3103614Flujo de caja actualizado -3640588 -11990776 2496698 2269725 2063387 1875806 1705278 1323155 1202868 1093517 862869 784426 713115 648286 589351 535774 487067 442788 402535 365941 332673 461332

VPN 3852TIR 14,3%PRC 6

Año 0

117

Escenario pesimista con bonos de carbono (Bonos de carbono 20 USD)

Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20Ingresos por Venta de Energia 6146648,3 5916149 5694293 5480757,4 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229Ingresos por Venta de Potencia Firme 580731,87 580731,9 580731,9 580732 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9Ingresos por Bonos de Carbono 484720 484720 484720 484720 484720Total Ingresos 7212100,2 6981601 6759745 6546209,3 6340681 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961Costos Variables 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395Costos Fijos 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660Depreciación (-) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Utilidad antes de impuesto 1115752 885253 663397 449861 244333 -240387 -240387 -240387 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906Impuestos (17%) 189678 150493 112777 76476 41537 0 0 0 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584Utilidad despues de impuesto 926074 734760 550619 373385 202796 -240387 -240387 -240387 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322Depreciación (+) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Flujo operacional 2746368 2555053 2370913 2193678 2023090 1579906 1579906 1579906 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322Inversión -3640588 -10921763Capital de Trabajo -1069014 1069014Valor Residual 0

Flujo de capitales -3640588 -11990776Flujo de caja -3640588 -11990776 2746368 2555053 2370913 2193678 2023090 1579906 1579906 1579906 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 2380336Flujo de caja actualizado -3640588 -11990776 2496698 2111614 1781302 1498312 1256180 891816 810742 737038 556129 505571 459610 417828 379843 345312 313920 285382 259438 235853 214412 353822

VPN -70TIR 9,9%PRC 7

Año 0

Escenario optimista con bonos de carbono (Bonos de carbono 20 USD)

Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20Ingresos por Venta de Energia 6146648,3 6377148 6616291 6864401,6 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817Ingresos por Venta de Potencia Firme 580731,87 580731,9 580731,9 580732 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9Ingresos por Bonos de Carbono 484720 484720 484720 484720 484720Total Ingresos 7212100,2 7442600 7681743 7929853,4 8187268 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548Costos Variables 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395Costos Fijos 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660Depreciación (-) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Utilidad antes de impuesto 1115752 1346251 1585394 1833505 2090920 1606200 1606200 1606200 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494Impuestos (17%) 189678 228863 269517 311696 355456 273054 273054 273054 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504Utilidad despues de impuesto 926074 1117388 1315877 1521809 1735464 1333146 1333146 1333146 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990Depreciación (+) 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 1820294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Flujo operacional 2746368 2937682 3136171 3342103 3555757 3153440 3153440 3153440 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990Inversión -3640588 -10921763Capital de Trabajo -1069014 1069014Valor Residual 0

Flujo de capitales -3640588 -11990776Flujo de caja -3640588 -11990776 2746368 2937682 3136171 3342103 3555757 3153440 3153440 3153440 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 3913004Flujo de caja actualizado -3640588 -11990776 2496698 2427837 2356252 2282701 2207846 1780035 1618213 1471103 1206129 1096481 996801 906183 823803 748911 680829 618935 562668 511517 465015 581643

VPN 8136TIR 18,0%PRC 5

Año 0

118

Escenario normal sin bonos de carbono (Inversión +10%)

Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20Ingresos por Venta de Energia 6146648,3 6146648 6146648 6146648,3 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648Ingresos por Venta de Potencia Firme 580731,87 580731,9 580731,9 580732 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9Ingresos por Bonos de Carbono 0 0 0 0 0Total Ingresos 6727380,2 6727380 6727380 6727380,2 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380Costos Variables 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395Costos Fijos 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660Depreciación (-) 2002323 2002323 2002323 2002323 2002323 2002323 2002323 2002323 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Utilidad antes de impuesto 449002 449002 449002 449002 449002 449002 449002 449002 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326Impuestos (17%) 76330 76330 76330 76330 76330 76330 76330 76330 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725Utilidad despues de impuesto 372672 372672 372672 372672 372672 372672 372672 372672 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600Depreciación (+) 2002323 2002323 2002323 2002323 2002323 2002323 2002323 2002323 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Flujo operacional 2374995 2374995 2374995 2374995 2374995 2374995 2374995 2374995 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600Inversión -4004646 -12013939Capital de Trabajo -1069014 1069014Valor Residual 0

Flujo de capitales -4004646 -13082952Flujo de caja -4004646 -13082952 2374995 2374995 2374995 2374995 2374995 2374995 2374995 2374995 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 3103614Flujo de caja actualizado -4004646 -13082952 2159087 1962806 1784369 1622154 1474685 1340623 1218748 1107953 862869 784426 713115 648286 589351 535774 487067 442788 402535 365941 332673 461332

VPN 1495TIR 11,5%PRC 7

Año 0

Escenario normal con bonos de carbono (Inversión +10%)

Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20Ingresos por Venta de Energia 6146648,3 6146648 6146648 6146648,3 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648Ingresos por Venta de Potencia Firme 580731,87 580731,9 580731,9 580732 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9Ingresos por Bonos de Carbono 242360 242360 242360 242360 242360Total Ingresos 6969740,2 6969740 6969740 6969740,2 6969740 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380Costos Variables 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395Costos Fijos 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660Depreciación (-) 2002323 2002323 2002323 2002323 2002323 2002323 2002323 2002323 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Utilidad antes de impuesto 691362 691362 691362 691362 691362 449002 449002 449002 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326Impuestos (17%) 117532 117532 117532 117532 117532 76330 76330 76330 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725Utilidad despues de impuesto 573831 573831 573831 573831 573831 372672 372672 372672 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600Depreciación (+) 2002323 2002323 2002323 2002323 2002323 2002323 2002323 2002323 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Flujo operacional 2576154 2576154 2576154 2576154 2576154 2374995 2374995 2374995 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600Inversión -4004646 -12013939Capital de Trabajo -1069014 1069014Valor Residual 0

Flujo de capitales -4004646 -13082952Flujo de caja -4004646 -13082952 2576154 2576154 2576154 2576154 2576154 2374995 2374995 2374995 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 3103614Flujo de caja actualizado -4004646 -13082952 2341958 2129053 1935503 1759548 1599589 1340623 1218748 1107953 862869 784426 713115 648286 589351 535774 487067 442788 402535 365941 332673 461332

VPN 2125TIR 12,1%PRC 7

Año 0

119

Escenario pesimista sin bonos de carbono (Inversión +10%)

Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20Ingresos por Venta de Energia 6146648,3 5916149 5694293 5480757,4 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229Ingresos por Venta de Potencia Firme 580731,87 580731,9 580731,9 580732 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9Ingresos por Bonos de Carbono 0 0 0 0 0Total Ingresos 6727380,2 6496881 6275025 6061489,3 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961Costos Variables 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395Costos Fijos 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660Depreciación (-) 2002323 2002323 2002323 2002323 2002323 2002323 2002323 2002323 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Utilidad antes de impuesto 449002 218503 -3352 -216888 -422417 -422417 -422417 -422417 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906Impuestos (17%) 76330 37146 0 0 0 0 0 0 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584Utilidad despues de impuesto 372672 181358 -3352 -216888 -422417 -422417 -422417 -422417 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322Depreciación (+) 2002323 2002323 2002323 2002323 2002323 2002323 2002323 2002323 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Flujo operacional 2374995 2183681 1998971 1785435 1579906 1579906 1579906 1579906 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322Inversión -4004646 -12013939Capital de Trabajo -1069014 1069014Valor Residual 0

Flujo de capitales -4004646 -13082952Flujo de caja -4004646 -13082952 2374995 2183681 1998971 1785435 1579906 1579906 1579906 1579906 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 2380336Flujo de caja actualizado -4004646 -13082952 2159087 1804695 1501856 1219476 980998 891816 810742 737038 556129 505571 459610 417828 379843 345312 313920 285382 259438 235853 214412 353822

VPN -2525TIR 7,1%PRC 10

Año 0

Escenario pesimista con bonos de carbono (Inversión +10%)

Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20Ingresos por Venta de Energia 6146648,3 5916149 5694293 5480757,4 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229Ingresos por Venta de Potencia Firme 580731,87 580731,9 580731,9 580732 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9Ingresos por Bonos de Carbono 242360 242360 242360 242360 242360Total Ingresos 6969740,2 6739241 6517385 6303849,3 6098321 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961Costos Variables 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395Costos Fijos 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660Depreciación (-) 2002323 2002323 2002323 2002323 2002323 2002323 2002323 2002323 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Utilidad antes de impuesto 691362 460863 239008 25472 -180057 -422417 -422417 -422417 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906Impuestos (17%) 117532 78347 40631 4330 0 0 0 0 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584Utilidad despues de impuesto 573831 382516 198376 21141 -180057 -422417 -422417 -422417 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322Depreciación (+) 2002323 2002323 2002323 2002323 2002323 2002323 2002323 2002323 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Flujo operacional 2576154 2384840 2200699 2023465 1822266 1579906 1579906 1579906 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322Inversión -4004646 -12013939Capital de Trabajo -1069014 1069014Valor Residual 0

Flujo de capitales -4004646 -13082952Flujo de caja -4004646 -13082952 2576154 2384840 2200699 2023465 1822266 1579906 1579906 1579906 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 2380336Flujo de caja actualizado -4004646 -13082952 2341958 1970942 1653418 1382053 1131484 891816 810742 737038 556129 505571 459610 417828 379843 345312 313920 285382 259438 235853 214412 353822

VPN -1852TIR 7,9%PRC 9

Año 0

120

Escenario optimista sin bonos de carbono (Inversión +10%)

Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20Ingresos por Venta de Energia 6146648,3 6377148 6616291 6864401,6 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817Ingresos por Venta de Potencia Firme 580731,87 580731,9 580731,9 580732 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9Ingresos por Bonos de Carbono 0 0 0 0 0Total Ingresos 6727380,2 6957880 7197023 7445133,4 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548Costos Variables 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395Costos Fijos 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660Depreciación (-) 2002323 2002323 2002323 2002323 2002323 2002323 2002323 2002323 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Utilidad antes de impuesto 449002 679502 918645 1166756 1424171 1424171 1424171 1424171 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494Impuestos (17%) 76330 115515 156170 198348 242109 242109 242109 242109 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504Utilidad despues de impuesto 372672 563986 762475 968407 1182062 1182062 1182062 1182062 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990Depreciación (+) 2002323 2002323 2002323 2002323 2002323 2002323 2002323 2002323 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Flujo operacional 2374995 2566310 2764798 2970730 3184385 3184385 3184385 3184385 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990Inversión -4004646 -12013939Capital de Trabajo -1069014 1069014Valor Residual 0

Flujo de capitales -4004646 -13082952Flujo de caja -4004646 -13082952 2374995 2566310 2764798 2970730 3184385 3184385 3184385 3184385 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 3913004Flujo de caja actualizado -4004646 -13082952 2159087 2120917 2077234 2029049 1977252 1797502 1634093 1485539 1206129 1096481 996801 906183 823803 748911 680829 618935 562668 511517 465015 581643

VPN 5778TIR 15,1%PRC 6

Año 0

Escenario optimista con bonos de carbono (Inversión +10%)

Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20Ingresos por Venta de Energia 6146648,3 6377148 6616291 6864401,6 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817Ingresos por Venta de Potencia Firme 580731,87 580731,9 580731,9 580732 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9Ingresos por Bonos de Carbono 242360 242360 242360 242360 242360Total Ingresos 6969740,2 7200240 7439383 7687493,4 7944908 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548Costos Variables 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395Costos Fijos 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660Depreciación (-) 2002323 2002323 2002323 2002323 2002323 2002323 2002323 2002323 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Utilidad antes de impuesto 691362 921862 1161005 1409116 1666531 1424171 1424171 1424171 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494Impuestos (17%) 117532 156717 197371 239550 283310 242109 242109 242109 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504Utilidad despues de impuesto 573831 765145 963634 1169566 1383221 1182062 1182062 1182062 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990Depreciación (+) 2002323 2002323 2002323 2002323 2002323 2002323 2002323 2002323 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Flujo operacional 2576154 2767468 2965957 3171889 3385544 3184385 3184385 3184385 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990Inversión -4004646 -12013939Capital de Trabajo -1069014 1069014Valor Residual 0

Flujo de capitales -4004646 -13082952Flujo de caja -4004646 -13082952 2576154 2767468 2965957 3171889 3385544 3184385 3184385 3184385 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 3913004Flujo de caja actualizado -4004646 -13082952 2341958 2287164 2228367 2166443 2102156 1797502 1634093 1485539 1206129 1096481 996801 906183 823803 748911 680829 618935 562668 511517 465015 581643

VPN 6408TIR 15,8%PRC 6

Año 0

121

Escenario normal sin bonos de carbono (Inversión -10%)

Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20Ingresos por Venta de Energia 6146648,3 6146648 6146648 6146648,3 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648Ingresos por Venta de Potencia Firme 580731,87 580731,9 580731,9 580732 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9Ingresos por Bonos de Carbono 0 0 0 0 0Total Ingresos 6727380,2 6727380 6727380 6727380,2 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380Costos Variables 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395Costos Fijos 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660Depreciación (-) 1638264 1638264 1638264 1638264 1638264 1638264 1638264 1638264 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Utilidad antes de impuesto 813061 813061 813061 813061 813061 813061 813061 813061 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326Impuestos (17%) 138220 138220 138220 138220 138220 138220 138220 138220 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725Utilidad despues de impuesto 674841 674841 674841 674841 674841 674841 674841 674841 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600Depreciación (+) 1638264 1638264 1638264 1638264 1638264 1638264 1638264 1638264 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Flujo operacional 2313105 2313105 2313105 2313105 2313105 2313105 2313105 2313105 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600Inversión -3276529 -9829586Capital de Trabajo -1069014 1069014Valor Residual 0

Flujo de capitales -3276529 -10898600Flujo de caja -3276529 -10898600 2313105 2313105 2313105 2313105 2313105 2313105 2313105 2313105 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 3103614Flujo de caja actualizado -3276529 -10898600 2102823 1911657 1737870 1579882 1436256 1305688 1186989 1079081 862869 784426 713115 648286 589351 535774 487067 442788 402535 365941 332673 461332

VPN 3689TIR 14,2%PRC 6

Año 0

Escenario normal con bonos de carbono (Inversión -10%)

Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20Ingresos por Venta de Energia 6146648,3 6146648 6146648 6146648,3 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648 6146648Ingresos por Venta de Potencia Firme 580731,87 580731,9 580731,9 580732 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9Ingresos por Bonos de Carbono 242360 242360 242360 242360 242360Total Ingresos 6969740,2 6969740 6969740 6969740,2 6969740 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380 6727380Costos Variables 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395Costos Fijos 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660Depreciación (-) 1638264 1638264 1638264 1638264 1638264 1638264 1638264 1638264 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Utilidad antes de impuesto 1055421 1055421 1055421 1055421 1055421 813061 813061 813061 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326 2451326Impuestos (17%) 179422 179422 179422 179422 179422 138220 138220 138220 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725 416725Utilidad despues de impuesto 876000 876000 876000 876000 876000 674841 674841 674841 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600Depreciación (+) 1638264 1638264 1638264 1638264 1638264 1638264 1638264 1638264 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Flujo operacional 2514264 2514264 2514264 2514264 2514264 2313105 2313105 2313105 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600Inversión -3276529 -9829586Capital de Trabajo -1069014 1069014Valor Residual 0

Flujo de capitales -3276529 -10898600Flujo de caja -3276529 -10898600 2514264 2514264 2514264 2514264 2514264 2313105 2313105 2313105 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 2034600 3103614Flujo de caja actualizado -3276529 -10898600 2285695 2077904 1889004 1717276 1561160 1305688 1186989 1079081 862869 784426 713115 648286 589351 535774 487067 442788 402535 365941 332673 461332

VPN 4319TIR 15,1%PRC 6

Año 0

122

Escenario pesimista sin bonos de carbono (Inversión -10%)

Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20Ingresos por Venta de Energia 6146648,3 5916149 5694293 5480757,4 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229Ingresos por Venta de Potencia Firme 580731,87 580731,9 580731,9 580732 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9Ingresos por Bonos de Carbono 0 0 0 0 0Total Ingresos 6727380,2 6496881 6275025 6061489,3 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961Costos Variables 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395Costos Fijos 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660Depreciación (-) 1638264 1638264 1638264 1638264 1638264 1638264 1638264 1638264 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Utilidad antes de impuesto 813061 582562 360706 147170 -58358 -58358 -58358 -58358 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906Impuestos (17%) 138220 99036 61320 25019 0 0 0 0 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584Utilidad despues de impuesto 674841 483526 299386 122151 -58358 -58358 -58358 -58358 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322Depreciación (+) 1638264 1638264 1638264 1638264 1638264 1638264 1638264 1638264 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Flujo operacional 2313105 2121791 1937651 1760416 1579906 1579906 1579906 1579906 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322Inversión -3276529 -9829586Capital de Trabajo -1069014 1069014Valor Residual 0

Flujo de capitales -3276529 -10898600Flujo de caja -3276529 -10898600 2313105 2121791 1937651 1760416 1579906 1579906 1579906 1579906 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 2380336Flujo de caja actualizado -3276529 -10898600 2102823 1753546 1455786 1202388 980998 891816 810742 737038 556129 505571 459610 417828 379843 345312 313920 285382 259438 235853 214412 353822

VPN -199TIR 9,7%PRC 8

Año 0

Escenario pesimista con bonos de carbono (Inversión -10%)

Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20Ingresos por Venta de Energia 6146648,3 5916149 5694293 5480757,4 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229 5275229Ingresos por Venta de Potencia Firme 580731,87 580731,9 580731,9 580732 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9Ingresos por Bonos de Carbono 242360 242360 242360 242360 242360Total Ingresos 6969740,2 6739241 6517385 6303849,3 6098321 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961 5855961Costos Variables 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395Costos Fijos 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660Depreciación (-) 1638264 1638264 1638264 1638264 1638264 1638264 1638264 1638264 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Utilidad antes de impuesto 1055421 824922 603066 389530 184002 -58358 -58358 -58358 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906 1579906Impuestos (17%) 179422 140237 102521 66220 31280 0 0 0 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584 268584Utilidad despues de impuesto 876000 684685 500545 323310 152722 -58358 -58358 -58358 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322Depreciación (+) 1638264 1638264 1638264 1638264 1638264 1638264 1638264 1638264 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Flujo operacional 2514264 2322950 2138809 1961575 1790986 1579906 1579906 1579906 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322Inversión -3276529 -9829586Capital de Trabajo -1069014 1069014Valor Residual 0

Flujo de capitales -3276529 -10898600Flujo de caja -3276529 -10898600 2514264 2322950 2138809 1961575 1790986 1579906 1579906 1579906 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 1311322 2380336Flujo de caja actualizado -3276529 -10898600 2285695 1919793 1606919 1339782 1112061 891816 810742 737038 556129 505571 459610 417828 379843 345312 313920 285382 259438 235853 214412 353822

VPN 437TIR 10,6%PRC 7

Año 0

123

124

Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20Ingresos por Venta de Energia 6146648,3 6377148 6616291 6864401,6 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817Ingresos por Venta de Potencia Firme 580731,87 580731,9 580731,9 580732 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9Ingresos por Bonos de Carbono 0 0 0 0 0Total Ingresos 6727380,2 6957880 7197023 7445133,4 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548Costos Variables 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395Costos Fijos 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660Depreciación (-) 1638264 1638264 1638264 1638264 1638264 1638264 1638264 1638264 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Utilidad antes de impuesto 813061 1043561 1282704 1530814 1788230 1788230 1788230 1788230 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494Impuestos (17%) 138220 177405 218060 260238 303999 303999 303999 303999 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504Utilidad despues de impuesto 674841 866155 1064644 1270576 1484231 1484231 1484231 1484231 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990Depreciación (+) 1638264 1638264 1638264 1638264 1638264 1638264 1638264 1638264 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Flujo operacional 2313105 2504420 2702908 2908840 3122495 3122495 3122495 3122495 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990Inversión -3276529 -9829586Capital de Trabajo -1069014 1069014Valor Residual 0

Flujo de capitales -3276529 -10898600Flujo de caja -3276529 -10898600 2313105 2504420 2702908 2908840 3122495 3122495 3122495 3122495 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 3913004Flujo de caja actualizado -3276529 -10898600 2102823 2069768 2030735 1986777 1938824 1762567 1602334 1456667 1206129 1096481 996801 906183 823803 748911 680829 618935 562668 511517 465015 581643

VPN 7972TIR 18,2%PRC 5

Año 0

Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20Ingresos por Venta de Energia 6146648,3 6377148 6616291 6864401,6 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817 7121817Ingresos por Venta de Potencia Firme 580731,87 580731,9 580731,9 580732 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9 580731,9Ingresos por Bonos de Carbono 242360 242360 242360 242360 242360Total Ingresos 6969740,2 7200240 7439383 7687493,4 7944908 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548 7702548Costos Variables 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395 3864395Costos Fijos 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660 411660Depreciación (-) 1638264 1638264 1638264 1638264 1638264 1638264 1638264 1638264 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Utilidad antes de impuesto 1055421 1285921 1525064 1773174 2030590 1788230 1788230 1788230 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494 3426494Impuestos (17%) 179422 218606 259261 301440 345200 303999 303999 303999 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504 582504Utilidad despues de impuesto 876000 1067314 1265803 1471735 1685389 1484231 1484231 1484231 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990Depreciación (+) 1638264 1638264 1638264 1638264 1638264 1638264 1638264 1638264 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Flujo operacional 2514264 2705578 2904067 3109999 3323654 3122495 3122495 3122495 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990Inversión -3276529 -9829586Capital de Trabajo -1069014 1069014Valor Residual 0

Flujo de capitales -3276529 -10898600Flujo de caja -3276529 -10898600 2514264 2705578 2904067 3109999 3323654 3122495 3122495 3122495 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 2843990 3913004Flujo de caja actualizado -3276529 -10898600 2285695 2236015 2181869 2124171 2063727 1762567 1602334 1456667 1206129 1096481 996801 906183 823803 748911 680829 618935 562668 511517 465015 581643

VPN 8603TIR 19,0%PRC 5

Año 0

Escenario optimista con bonos de carbono (Inversión -10%)

Escenario optimista sin bonos de carbono (Inversión -10%)

ANEXOS

125

ANEXO N° 1. DIAGRAMAS DE SISTEMAS DE EXTRACCIÓN DE BIOMASA FORESTAL

Figura N ° 1. Sistema de producción de material combustible con astillado en cancha de

árboles pequeños de raleos tempranos con un astillador montado en un camión.

Figura N ° 2. Sistema de producción de material combustible con astillado en cancha de

residuos producidos en la cosecha final con un astillador montado en un camión.

126

Figura N ° 3. Sistema de producción de material combustible con astillado en cancha de

residuos producidos en la cosecha final con un astillador-camión.

Figura N ° 4. Sistema de producción de material combustible con astillado en bosque de

residuos producidos en la cosecha final.

127

Figura N ° 5. Sistema de producción de material combustible con astillado en planta de

residuos producidos en la cosecha final.

Figura N ° 6. Sistema de producción de material combustible con astillado en planta de

tocones y raíces de la cosecha final.

Fuente: TEKES, 2004.

128

ANEXO N° 2. FOTOS DE EQUIPOS PARA EXTRACCIÓN DE BIOMASA FORESTAL

Figura N ° 1. Carga de biomasa no tratada en un camión (TEKES, 2004).

Figura N ° 2. Tractor con forwarder para carga de residuos (TEKES, 2004).

129

Figura N ° 3. Astillador montado en camión (TEKES, 2004).

Figura N ° 4. Camión con astillador (TEKES, 2004).

130

Figura N ° 5. Tractor con astillador (JENZ, 2007).

Figura N ° 6. Astillador estacionario en planta (ROTOCHOPPER, 2007).

131

Figura N ° 7. Máquina enfardadora de residuos de bosque (TEKES, 2004).

Figura N ° 8. Forwarder con grúa para descarga de fardos de residuos de bosque a orilla de

camino (TEKES, 2004).

132

ANEXO N° 3. DIAGRAMAS DE SISTEMAS DE COMBUSTIÓN

Figura N ° 1. Diagramas de los principios de las tecnologías de combustión para biomasa.

Figura N ° 2. Clasificación de tecnologías de combustión de parrilla: co-corriente, cruzado y

contra-corriente.

133

Figura N ° 3. Diagrama de operación del sistema de parrilla móvil inclinada.

Figura N ° 4. Diagrama de operación del sistema de parrilla móvil horizontal.

134

Figura N ° 5. Principio de la tecnología del sistema de parrilla viajera.

Figura N ° 6. Diagrama de una cámara de combustión de parrilla viajera con alimentadores

que esparcen el material combustible (spreader-stokers).

135

Figura N ° 7. Diagrama de sistema de “underfeed rotating grate”. A alimentación de

combustible, B cámara de combustión primaria, C cámara de combustión secundaria, D caldera, E filtro de gases, F remoción de cenizas, G chimenea.

Figura N ° 8. Diagrama de sistema de “cone rotate furnace”. 1 alimentación de combustible, 2 parrilla rotatoria, 3 base del cono, 4 aire primario, 5 control de aire, 6 depósito de cenizas,

7 tornillo sin fin para cenizas, 8 zona de quema, 9 aire secundario.

136

Figura N ° 9. Diagrama de una cámara de combustión de parrilla vibrante con alimentadores

que esparcen el material combustible.

Figura N ° 10. Diagrama de sistema de “underfeed stoker furnace”.

137

Figura N ° 11. Diagrama de sistema de lecho fluidizado “bubbling” (BFB).

Figura N ° 12. Diagrama de sistema de lecho fluidizado circulante (CFB).

138

Figura N ° 13. Diagrama de una planta de combustión de polvo (muffle furnace) en

combinación con una caldera de vapor. 1 aire primario, 2 alimentación de combustible, 3 combustión parcial y gasificación, 4 recirculación de gases de combustión, 5 depósito de

cenizas, 6 inyección de aire secundario, 7 inyección de aire terciario, 8 caldera.

Figura N ° 14. Diagrama una planta con sistema “Whole Tree Energy®”.

Fuente: Van Loo, 2003.

139

ANEXO N° 4. FOTOS DE BIOMASA FORESTAL EN RENOVALES ROBLE – RAULÍ – COIHUE

140